Определение абсолютных отметок кровли пласта «А» и построение структурной карты по способу прямой интерполяции.

Исходные данные

Вариант №…….

Скважины расположены по прямой линии с юго-запада на северо-восток (по азимуту 43°). Расстояние от скв.1 до скв.2 – 350 м, от скв.2 до скв.3 – 350 м и от скв.3 до скв.4 – 700 м.

№ скв.	Альтитуда, м	Интервал залегания пород, м	Литологические характеристики	Возраст

		0-90	Конгломерат красный	Нижняя юра, J₁
		90-225	Аргиллит светло-серый	Нижняя пермь, P₁
		225-415	Песчаник белый	-“-
		415-630	Аргиллит зеленовато-серый	-“-
		630-855	Аргиллит серый	-“-
		855-880	Песчаник бурый, нефтеносный	Средний девон, D₂
		880-1040	Песчаник светло-серый	-“-
		1040-1330	Аргиллит зелёный	-“-
		1330-1635	Песчаник зеленовато-серый	-“-
		1635-1970	Аргиллит тёмно-серый	-“-
		1970-2030	Песчаник серый	-“-
		Забой 2030
		0-230	Конгломерат красный	Нижняя юра, J₁
		230-340	Песчаник белый	Нижняя пермь, P₁
		340-580	Аргиллит зеленовато-серый	-“-
		580-820	Аргиллит серый	-“-
		820-1092	Аргиллит зелёный	Средний девон, D₂
		1092-1300	Песчаник бурый, нефтеносный	-“-

		1300-1350	Песчаник зеленовато-серый	-“-
		1350-1670	Аргиллит тёмно-серый	-“-
		1670-1830	Песчаник бурый, нефтеносный	-“-
		1830-2010	Песчаник серый	-“-
		2010-2070	Доломит мраморовидный	Кембрий,
		Забой 2070
		0-250	Конгломерат красный	Нижняя юра, J₁
		250-320	Песчаник белый	Нижняя пермь, P₁
		320-490	Аргиллит зеленовато-серый	-“-
		490-700	Аргиллит серый	-“-
		700-720	Песчаник бурый, нефтеносный	Средний девон, D₂
		720-960	Аргиллит зелёный	-“-
		960-1170	Песчаник бурый, нефтеносный	-“-
		1170-1430	Аргиллит тёмно-серый	-“-
		1430-1730	Песчаник бурый, нефтеносный	-“-
		1730-2140	Доломит мраморовидный	Кембрий,
		Забой 2140
		0-310	Конгломерат красный	Нижняя юра, J₁
		310-400	Песчаник белый	Нижняя пермь, P₁
		400-580	Аргиллит зеленовато-серый	-“-
		580-810	Аргиллит серый	-“-
		810-940	Песчаник бурый, нефтеносный	Средний девон, D₂
		940-1040	Песчаник светло-серый	-“-
		1040-1350	Аргиллит зелёный	-“-
		1350-1715	Песчаник зеленовато-серый	-“-
		1715-1965	Аргиллит тёмно-серый	-“-
		1965-2020	Песчаник серый	-“-
		Забой 2020

Последовательность выполнения задания отображена по этапам на рис. 1.4 (а, б, в и г). Окончательный образец выполненного задания приводится на рис. 1.5.

а б

в г

Рис. 1.4. Отображение последовательности выполнения варианта задания.

Рис. 1.5. Образец окончательного вида выполненного задания.

Лабораторная работа № 2.

ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРЯМОЙ ИНТЕРПОЛЯЦИИ И МЕТОДОМ СХОЖДЕНИЯ.

Структурная карта представляет собой карту, на которой с помощью изогипс (линий одинаковых высот или глубин) изображается пространственное положение геологических поверхностей (кровля или подошва выделяемых в разрезе стратиграфических горизонтов, кровля или подошва продуктивного пласта, поверхность несогласия, поверхность рифового массива и т.д.) относительно опорной поверхности (уровень поверхности мирового океана).

Для решения геолого–промысловых задач используют различные методы построения структурных карт, из которых наиболее широкое применение получил способ прямой интерполяции, способ профилей и способ схождения.

В лабораторной работе получение наиболее правильных результатов при построении структурных карт достигается по следующему плану:

1. Определение масштаба структурной карты и нанесение скважин на план.

2. Определение абсолютных отметок кровли пласта «А» и построение структурной карты по способу прямой интерполяции.

3. Построение структурной карты кровли пласта «Б» методом схождения.

Определение масштаба структурной карты и нанесение скважин на план.

В целом масштаб карты определяется исходя из тех задач, для решения которых она создаётся. Чаще всего применяются стандартные масштабы – 1: 5000, 1: 10 000, 1: 25 000, 1: 50 000, 1: 100 000.

При выборе масштаба структурной карты необходимо воспользоваться величинами прямоугольных координат устьев скважин (X, Y) из таблицы 2.1. В этой таблице величины прямоугольных координат для устьев скважин приведены в метрах в системе Гаусса–Крюгера. Сначала выявляются минимальные и максимальные величины X и Y ( X_min, X_max, Y_min, Y_max ). Затем определяются разности между этими величинами по оси X ( delta_X ) и по оси Y( delta_Y ).

delta_X = X_max – X_min; delta_Y = Y_max – Y_min. (2.1)

Эти разности определяют в метрах длину и ширину площади (участка) на котором располагаются скважины.

Предположим, что из таблицы мы получим следующие величины:

по оси X по оси Y

X_min = 4322540 Y_min = 39442530

X_max = 4310300 Y_max = 39435400

delta_X = 12240 delta_Y = 7130

Таким образом, исходя из размеров стандартного листа миллиметровой бумаги формата А3 (30 см х 40 см), на котором выполняются структурные построения, очевидно наиболее удобным масштабами являются 1: 50 000 (в 1 см 500 м) или 1: 25 000 (в 1 см 250 м).

Нанесение скважин на план осуществляется с помощью системы плоских прямоугольных координат (система Гауса–Крюгера), согласно которой вся земная поверхность проектируется на плоскость по зонам, ограниченным определёнными меридианами.

Перед нанесением скважин на план необходимо осуществить разбивку километровой сетки по выбранному ранее масштабу (например, 1: 50 000). Согласно варианту задания, приводимого здесь как пример, линии километровой сетки должны быть проведены по соответствующим осям на расстоянии 2 см друг от друга. По оси X для данного примера они должны начинаться значением 4310 000 (4310 км), тогда через каждые 2 см вправо от этого значения последовательно должны быть проведены линии 4311 км, 4312 км и далее до 4323 км (значение 4323 000). По оси Y они должны начинаться минимальным значением 39435 000 (39435 км), от которого через каждые 2 см вверх должны быть проведены линии 39436 км, 39437 км и далее до 39443 км (значение 39443 000).

Полученная координатная сетка служит основой для нанесения устьев скважин на план, что осуществляется по координатам (X, Y).

Допустим, что скважина имеет координаты X = 4320820, Y = 39441255. Километровый квадрат, в котором она находится ограничен значениями 4320 км – 4321 км по оси X и 441 км – 442 км по оси Y, а точка, фиксирующая положение устья скважины на земной поверхности, располагается в 820 м (16, 2 мм) правее линии 4320 км по оси X и в 225 м (5, 1 мм) выше линии 441 км по оси Y.

Исходные данные

Вариант №…..1…..

Таблица 2.1.

№ скв.	Координаты устья скважины	Альтитуда устья, м	Глубина залегания кровли пласта, м
X	Y	«А»	«Б»

				-
				-
				-
				-
				-
				-
				-
				-
				-

				-
				-
				-
				-


				-


				-

Рис. 2.4. Последовательность выполнения задания:

а – вынесение устьев скважин на план; б – интерполяция и построение поверхности кровли пласта «А»; в – соединение устьев скважин, подсёкших кровлю пласта «Б»; г – интерполяция и построение изохор.

Рис. 2.5. Образец выполненного задания по приведённому варианту.

Лабораторная работа № 3.

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА, ИЗОПАХИТ И ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН.

Необходимость построения карт водонефтяного контакта (ВНК), изопахит и эффективных нефтенасыщенных толщин возникает при решении вопросов, связанных с определением объёма залежи, подсчётом запасов нефти и контролем за разработкой залежи или месторождения.

Выполнение лабораторной работы начинается с выбора масштаба, нанесения скважин на план по координатам X и Y и построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта. Структурные карты строятся по способу прямой интерполяции на отдельных листах миллиметровой бумаги формата А4 или А3. Методика построения изложена в указаниях к лабораторной работе №2.

Далее производится построение карт ВНК, изопахит и эффективных нефтенасыщенных толщин и определение положения контуров нефтеносности на плане.

Карта водонефтяного контакта (ВНК) отражает в изогипсах положение поверхности раздела нефть–вода в залежах. Она помогает наиболее точно и объективно определять границы залежей, достоверно изучать характер поверхности их ВНК и широко используется при построении карт нефтенасыщенных толщин.

В геолого–промысловой практике с целью определения положения поверхности ВНК проводится следующий комплекс исследований:

– промысловые испытания скважин способом прострела (перфорации) обсадной колонны скважины, в результате чего ВНК определяется между самым низким положением интервала прострела дыр в обсадной трубе, давшим при испытании 100% нефти и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды.

– геолого–промысловое изучение кернов, когда определяется наличие нефти и воды и их взаимное положение;

– геофизические исследования скважин (электрокаротаж методами КС и ПС и гаммакаротаж ГК и ГГК []), позволяющие определить положение контактов нефть–вода и газ–вода.

Наиболее тщательно должны быть построены карты ВНК для пологих структур с небольшой высотой залежи, так как погрешности (даже очень небольшие) сильно сказываются на точности подсчёта запасов.

Для построения карты ВНК необходимо знать абсолютные отметки поверхности раздела нефть–вода в те скважинах, которые пробурены в водонефтяной зоне продуктивного пласта (рис. 3.1). Выделение скважин, которые вскрывают ВНК, можно из анализа соотношения эффективной нефтенасыщенной толщины ( h_н ) и эффективной толщины ( h ) продуктивного пласта. Для скважин, вскрывающих ВНК, h_н имеет меньшее значение, чем h, но не равна нулю. Расчёт абсолютных отметок поверхности ВНК в этих скважинах производится путём добавления к абсолютным отметкам кровли пласта ( h_k ) значений эффективных нефтенасыщенных толщин ( h_н ) (табл. 3.1). Далее полученные значения абсолютных отметок поверхности ВНК надписываются у соответствующих скважин, проводится их интерполяция и строится карта изогипс поверхности ВНК (рис. 3.3 и рис. 3.3). Во избежание ошибок сечения изогипс карты ВНК рекомендуется выбирать такими же, как и для структурных карт кровли и подошвы пласта.

Рис. 3.1. Модель разреза соотношения эффективной нефтенасыщенной толщины ( h_н ) и эффективной толщины ( h ) продуктивного пласта.

Карта изопахит (карта эффективных толщин) строится для наглядного представления об изменчивости эффективной толщины продуктивного пласта по площади. Так как пласт в данном случае однороден, значения эффективных толщин (суммарных толщин проницаемых прослоев) по скважинам вычисляют как разность между глубинами залегания подошвы и кровли пласта (см. табл. 3.1). Вычисленные значения эффективных толщин надписываются у скважин на плане их расположения, а затем, в соответствии с выбранным интервалом сечения, проводится интерполяция и строится карта изопахит в изолиниях. Построение карты изопахит производится способом треугольников, использовавшемся при построении структурных карт в лабораторной работе № 2.

Рис. 3.2. Структурная карта кровли продуктивного пласта и карта водонефтяного контакта (ВНК).

Рис. 3.3. Структурная карта подошвы продуктивного пласта и карта водонефтяного контакта (ВНК).

Карту изопахит следует строить на отдельном листе миллиметровой бумаги, имеющем размер А4 или А3. Сечение изопахит должно быть принято с таким расчётом, чтобы карта соответствовала точности наблюдений, была детальной и не была перегружена лишними изолиниями. Обычно сечение ихопахит принимается равным 1 или 2 метра, реже 5 метров (рис. 3.4). При расслаивании продуктивных пластов на изолированные прослои коллекторов, выклинивающихся в разных направлениях, необходимо составлять карты изопахит по отдельным прослоям. Эти прослои затем совмещаются в одну карту.

Рис. 3.4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин.

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представляет собой карту суммарных толщин пористо–проницаемых прослоев пород, насыщенных нефтью, и является основой для определения объёма залежи. Так как мы рассматриваем однородный пласт, эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах внутреннего контура нефтеносности будут соответствовать общим толщинам пласта. В пределах водонефтяной зоны (в части площади, ограниченной внутренним и внешним контуром нефтеносности) нефтенасыщенной является лишь часть эффективной толщины.

Исходными данными для построения карты эффективной нефтенасы–щенной толщины является карта изопахит и положение внутреннего и внеш–него контуров нефтеносности на плане. При этом для оценки положения контуров нефтеносности используется структурная карта кровли и подошвы пласта и карта ВНК. Карта ВНК совмещается поочерёдно со структурными картами кровли и подошвы пласта. Точки пересечения изогипс ВНК с одно–имёнными изогипсами кровли пласта определяют на плане положение внеш–него контура нефтеносности, а точки пересечения изолиний ВНК с одно–имёнными изогипсами подошвы пласта – внутренний контур нефтеносности (см. рис. 3.2 и 3.3). Но следует отметить, что наличие внешнего и внутренне–го контуров нефтеносности характерно лишь для залежей нефти с краевой водой, а если залежь имеет подошвенную воду – внутреннего контура не бу–дет. Далее контуры нефтеносности наносятся на карту эффективных толщин пласта.

Как видно из рисунка 3.3 эффективная нефтенасыщенная толщина в границах залежи меняется от 0 м на внешнем контуре нефтеносности до максимального значения на внутреннем контуре, то есть до 11, 2 м. В залежах внешний контур нефтеносности характеризуется содержанием нефти 0% и содержанием воды 100%. Внутренний контур нефтеносности, наоборот, характеризуется содержанием нефти 100% и содержанием воды – 0%. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в пределах внутреннего контура нефтеносности соответствуют значениям эффективных толщин. Линии равных эффективных нефтенасыщенных толщин представляют собой границы полей нефтеносности с различными значениями в соответствии с выбранным сечением. Например: 0–5 м, 5–10 м, 10–11, 2 м (см. рис 3.4).

Выделенные поля нефтеносности положены в основу вычисления средневзвешенной по площади эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Эта величина является важной величиной для определения объёма залежи при подсчёте запасов нефти и газа.

Образец выполнения задания.

Исходные данные

Вариант №…..1…..

Вариант 12.

Таблица 3.1.

№ скв.	Координаты устья скважины	Альтитуда устья, м	Глубина залегания пласта (кровля-подошва), м	Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
X	Y

				1193-1205, 9
				1149-1159, 7	10, 7
				1137-1146, 7	9, 7
				1140-1148, 2	6, 0
				1165-1171, 8
				1136-1145, 3	9, 3
				1181-1191, 5
				1161-1171, 7	4, 0
				1200-1212, 0
				1159-1169, 6	6, 0
				1190-1201, 9
				1172-1181, 8

Результаты построения приведены выше на рисунках 3.2, 3.3 и 3.4.

Лабораторная работа № 4.

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ.

Объёмный метод подсчёта запасов основан на знании геологического строения продуктивных пластов, условий залегания нефти в пластах и может быть использован на любой стадии их изученности, а также при любом режиме залежей.

Комплексная лабораторная работа выполняется по следующему плану.

1. Составление карт, характеризующих геологическое строение продуктивных пластов, их фильтрационно–ёмкостные свойства и степень нефтенасыщенности, в том числе:

1.1. Структурной карты кровли продуктивного пласта (рис. 4.1, А).

1.2. Структурной карты подошвы продуктивного пласта (рис. 4.1, Б).

1.3. Подсчётного плана (рис. 4.2).

1.4. Карты абсолютной пористости (рис. 4.3).

1.5. Карты эффективной пористости (рис. 4.3).

1.6. Схема строения залежи (рис. 4.11).

1.7. Карты эффективных толщин пласта (рис. 4.2).

1.8. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта (рис. 4.2).

2. Расчёт параметров, входящих в формулу для подсчёта запасов нефти:

2.1. площади нефтеносности;

2.2. средневзвешенной по площади нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта;

2.3. коэффициента эффективной пористости;

2.4. коэффициента нефтенасыщенности4

2.5. пересчётного коэффициента (объёмного коэффициента пластовой нефти);

2.6. коэффициента нефтеотдачи;

2.7. извлекаемых запасов нефти.

Методика построения карт освещена в предыдущих лабораторных работах, поэтому здесь основное внимание уделяется расчёту параметров, входящих в формулу для подсчёта извлекаемых запасов нефти.

Исходные данные

Вариант ….

Таблица 4.1.

№ скв.	Альтитуда, м	Интервал залегания пласта, м	Общая толщина, м	Эффективная толщина, м

		1100-1125
		1250-1280
		1311-1337
		1300-1326, 1	26, 1	20, 9
		1262-1288, 8	26, 8	21, 4
		1287-1312, 6	25, 6	20, 5
		1235-1265
		1175-1205
		1143-1168, 4	25, 4	20, 3
		1200-1225, 4	25, 4	20, 3

Таблица 4.2.

№ скв.	Интервал отбора керна, м	Проница-емость, 10^{-15 м3}	Пористость, %	Фракционный состав, %


	1115-1125
	1250-1260
	1325-1337
	1305-1315
	1265-1275
	1290-1300
	1240-1250
	1190-1205
	1150-1165
	1210-1220

Таблица 4.3.

№ скв.	Среднесуточный дебит на дату расчёта, т	Плотность нефти, т/м³	Примечания
нефть	вода
		-	0, 848
	-	-		Незначительное количество воды
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-	-		Переведена в пьезометрическую
		-
		-
		-

Таблица 4.4.

Удельный вес газа по воздуху	Фракционный состав к объёму, %	Пластовая температура, С°
метан	этан	пропан	бутан	пентан	Гексан+высшие
0, 693

Примечание:

Р_пл – пластовое давление – 12, 2 мПа;

О – газовый фактор – 105 м³ / т;

Режим залежи – водонапорный.

Рис. 4.1. Структурные карты продуктивного пласта (кровли – А и подошвы – Б).

Пример расчёта параметров для подсчёта запасов нефти объёмным методом

Площадь нефтеносности определяется на подсчётном плане (см. рис. 4.2) по формуле планиметра

S=1/2∑ x_i(y_i+1-y_i-1); S=1/2∑ y_i(x_i-1-x_i+1);

где x, y – прямоугольные координаты каждого узла (вершины) многоугольника, описывающего контур пласта,

i = 1, 2, 3… - номер вершин полигона (рис. 4.10).

или в программах SURFER (v.11), PETREL, ArcView построением полигонов по контуру внешнего водонефтяного контакта

Рис. 4.10. Пример построенного полигона для определения его площади по формуле планиметра

Площадь нефтеносности определяется границами распространения нефти в пределах продуктивного пласта. Площадь ограничена линией, проведенной между внутренним и внешним контурами ВНК, и посчитана (с учетом масштаба 1: 25000) с помощью программы Surfer 11:

F = 480, 62 * 62500 = 30038750 (м²).

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h) определяется как средняя арифметическая величина, взвешенная по площади с помощью карты эффективных нефтенасыщенных толщин по формуле:

h = (h₁*f₁ + h₂*f₂ + h₃*f₃ + … + h_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n),

где h₁; h₂; h₃; … h_n – средние эффективные нефтенасыщенные толщины пласта между смежными изопахитами, соответствующие участкам от 1 до n (м);

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка, ограниченные соседними изопахитами (м²). Определены с помощью Surfer 11.

Коэффициент эффективной (открытой) пористости (m) характеризуется отношением объёма сообщающихся пор в породе к объёму породы.

При подсчёте запасов нефти используется средняя величина открытой пористости, которая рассчитывается как средняя арифметическая взвешенная по площади величина на карте эффективной открытой пористости по формуле:

m’ = (m₁*f₁ + m₂*f₂ + m₃*f₃ + … + m_n*f_n) / (f₁ + f₂ + f +₃ … f_n),

где m₁; m₂; m₃; …; m_n – пористость на каждом отдельном участке;

f₁ + f₂ + f +₃ … f_n – площади каждого отдельного участка с одинаковой пористостью (м²).

m’ = [21 * 541875 + 20 * (2806250 – 541875) + 19 * (9785626 – 2806250) + 18 * (19329375 – 9785625) + 17 * (31573125 – 19329375)] / 32775625 = 17, 37

Коэффициент эффективной (открытой) пористости

Коэффициент нефтенасыщенности пород (β ) выражает отношение объёма содержащейся в породе нефти к суммарному объёму пор.

Этот коэффициент определяется через процентное содержание связанной воды в породах (К_в), т.е.

β = 1 – К_в/100,

где β – коэффициент нефтенасыщенности;

К_в/100 – коэффициент водонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности (К_в/100) зависит от типа пород–коллекторов и их проницаемости и рассчитывается по кривым зависимости содержания связанной воды от проницаемости породы для каждого типа коллекторов. В данном случае преобладают среднезернистые пески с размером частиц 0, 25-0, 1 мм. Средняя проницаемость 638*10^{-15 м3}. Кв = 23%. β = 1 – 23/100 = 0, 77.

Плотность нефти на поверхности задана изначально и равна 0, 860 т/м³.

Прежде чем определять пересчетный коэффициент, необходимо рассчитать объемный коэффициент пластовой нефти, который учитывает различие свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, обусловленное наличием в пластовой нефти растворенного газа. Объемный коэффициент рассчитывался по данным фракционного состава газа. Исходными данными являлись плотность нефти на поверхности, газовый фактор, пластовое давление, температура пласта, содержание газа по данным анализа в долях единиц. При расчете определялись содержания отдельных компонентов нефти при указанном газовом факторе, объемное содержание компонентов нефти на 1 м³ нефти, массы компонентов газа, объем компонентов газа в жидкой фазе, масса компонентов от пропана и выше, объем компонентов от пропана и выше, плотность смеси от пропана и выше, процентное содержание этана в смеси УВ этан+высшие, плотность смеси этан+высшие, процентное содержание метана в смеси метан+высшие. Была определена плотность пластовой нефти с поправками на сжимаемость жидкости и тепловое расширение пластовой нефти, затем ее объем. Используя полученные значения, был вычислен коэффициент объемного расширения нефти и коэффициент усадки нефти. После этого был определен пересчетный коэффициент.

Коэффициент нефтеотдачи определяется с учетом режима залежи. В данном случае режим упруговодонапорный, соответственно, коэффициент нефтеотдачи равен 0, 6.

С учетом полученных значений извлекаемые запасы нефти составляют:

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

П. Джонсу [],

а кривые 4, 5, 6, 7 – по С. Заксу []

Гаусс – Крюгер

Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. М., Недра, 1981

И.И. Нестеров, В.Б. Васильев, А.М. Волков и др. Теория и практика разведки месторождений нефти и газа. М., Недра 1985

М.Ю. Хакимов, А.П. Рыжков. Методические указания к лаюораторным работам по курсу «Нефтепромысловая геология, подсчёт запасов и геологические основы разработки месторождений нефти и газа». Для студентов IV курса специальности «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых». М.: Изд–во УДН. 1988. 64 с.

Приложение 1.

ПРИНЦИПЫ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

Как в Российской Федерации, так и за рубежом используются

Приложение 2.

Приложение 3.

Способы определения площадей сложных фигур.

СОДЕРЖАНИЕ

Лабораторная работа № 1.

ПОСТРОЕНИЕ ПРОФИЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО МАТЕРИАЛАМ ДОКУМЕНТАЦИИ БУРОВЫХ СКВАЖИН.

Лабораторная работа № 2.

ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРЯМОЙ ИНТЕРПОЛЯЦИИ И МЕТОДОМ СХОЖДЕНИЯ.

Лабораторная работа № 3.

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА, ИЗОПАХИТ И ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН.

Лабораторная работа № 4.

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ.

Исходные данные

Вариант №…….

12 3 4 5 Следующая ⇒