(1) | k = k_1 \, \phi^{m_1} + k_2 \, \phi^{m_2} |
where
Для более тонкой настройки проницаемости можно использовать обобщенную двух-компонентную модель Кармана-Козени
(2) | FZI(V_{sh},\phi_r) = FZI_1(V_{sh}) \, \phi_r^{m_1} + FZI_2(V_{sh}) \, \phi_r^{m_2} |
где
(3) | FZI_1(V_{sh}) = FZI_{01} \, (1- V_{sh}/V_{sh1})^{g_1} |
(4) | FZI_2(V_{sh}) = FZI_{02} \, (1- V_{sh}/V_{sh2})^{g_2} |
Константы \{ FZI_{01}, \, FZI_{02} \} описывают предельно высокие значения динамического индекса заданной литофации для пропластков с низкой заглинизированностью.
Константы \{ V_{sh1}, \, V_{sh2} \} описывают критические значения глинистости при которых соответствующая компонента проницаемости исчезает.
Константы \{ g_1, \, g_2 \} описывают степень сцементированности глин и при низких значениях приводят к ослаблению зависимости динамического индекса пласта от коэффициента глинистости.
Эта модель описывает большое количество практических случаев в широких пределах изменения пористости и глинистости.
Главное отличие формулы (2) от (1) является то, что в координатах \{ FZI, \, \phi_r \} керновые данные, как правило, имеют гораздо лучшую кучность, чем в координатах \{ k, \, \phi \} и формула (2) описывает гораздо более слабую зависимость от пористости (то есть числа \{ m_1, \, m_2 \} очень малы), что позволяет строить более точные модели проницаемости.
See also
Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Petrophysics / Absolute permeability / Absolute permeability @model