SHF на основе капиллярного давления
Если по данному объекту разработки имеется достоверные данные о капиллярном давлении в пластовых условиях,
то можно построить интерполяционную модель капиллярного давления и связать водонасыщенность коллектора с высотой над уровнем свободной воды:
| (1) | (\rho_w -\rho_o) g (h-h_{FWL}) = P_{cow}(s_w) |
где \rho_o=\rho_o(P_i) и \rho_w=\rho_w(P_i) – плотности нефти и воды, взятые при начальном пластовом давлении P_i и пластовой температуре T_i.
Разрешая это уравнение, можно построить модель начальной водонасыщенности:
| (2) | s_w(h)=P_{cow}^{-1}[(\rho_w -\rho_o) g (h-h_{FWL})] |
Skelt-Harrison model
Empirical method based on the following formula:
where model parameters
\{ a, \ b, \ c, \ d \} are calibrated on water saturation from OH logs for each lithofacies or petrotype individually. The coefficient
c is related to FWL correction but usually set the same for all lithofacies / petrotypes of a given reservoir unit. If core data is abundant then one can build a reasonable correlation of model parameters on porosity
\phi and/or permeability
k_a:
(3)
s_{wi}(h) = 1 - a \exp \left( -\left(\frac{b}{h-h_{FWL}+d}\right)^c \right)
(4)
a = a(\phi, k_a), \; b = b(\phi, k_a), \; c = c(\phi, k_a)
Cuddy model
Empirical method based on the following formula:
where model parameters
\{ a, \ b, \ c \} are calibrated on water saturation from OH logs for each lithofacies or petrotype individually. The coefficient
c is related to FWL correction but usually set the same for all lithofacies / petrotypes of a given reservoir unit. If core data is abundant then one can build a reasonable correlation of model parameters on porosity
\phi and/or permeability
k_a:
(5)
s_{wi}(h) = \frac{b}{\phi} \; (h-h_{FWL}-c)^{\ a}
(6)
a = a(\phi, k_a), \; b = b(\phi, k_a), \; c = c(\phi, k_a)