There is a statistical correlation between absolute permeability k_a and formation porosity \phi which can be approximated by various permeability-porosity models
The most general approach to permeability modelling is based on the concept of Flow Zone Indicator FZI(V_{sh}, \, \phi) and Rock Quality Index (RQI) and normalised porosity \phi_r:
(1) | k = 1014.24 \, \phi \, RQI^2 |
(2) | RQI = FZI \cdot \phi_r |
(3) | k = 1014.24 \, \phi \, FZI(V_{sh}, \, \phi)^2 \, \phi_r^2 = 1014.24 \, FZI(V_{sh}, \, \phi)^2 \, \frac{\phi^3}{( 1 - \phi)^2} |
В отличие от простой теоретической модели Кармана-Козени в большинстве практических случаев динамический индекс пород не является постоянной величиной и варьируется внутри заданной литофации, в зависимости от конкретного значения пористости и глинистости пласта:
(4) | FZI = FZI(V_{sh}, \phi) |
которая учитывает вариабельность пористости и степени заглинизированности коллектора внутри одной литофации.
На практике динамический индекс пород удобнее коррелировать с относительной (нормализованной) пористостью \phi_r:
(5) | FZI = FZI(V_{sh}, \phi_r) |
После того, как зависимость FZI(\phi) построена, рассчитывается индекс качества коллектора:
(6) | RQI = FZI \, \phi_r |
а на его основе и проницаемость
(7) | k = 1014.24 \, \phi \, RQI^2 = 1014.24 \, \phi \, FZI(V_{sh}, \, \phi)^2 \, \phi_r^2 = 1014.24 \, FZI(V_{sh}, \, \phi)^2 \, \frac{\phi^3}{( 1 - \phi)^2} |
В частном случае, когда
FZI(\phi) = \rm const является постоянной величиной внутри каждой литофации, модель проницаемости
(7) сводится к модели Козени-Кармана
See also
Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Petrophysics / Absolute permeability