Page tree

You are viewing an old version of this page. View the current version.

Compare with Current View Page History

« Previous Version 4 Next »

(1) FZI(V_{sh},\phi_r) = FZI_1(V_{sh}) \, \phi_r^{m_1} + FZI_2(V_{sh}) \, \phi_r^{m_2}


where

\phi

effective porosity



(2) FZI_1(V_{sh}) = FZI_{01} \, (1- V_{sh}/V_{sh1})^{g_1}
(3) 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  (1) от 

Error rendering macro 'mathblock-ref' : Math Block with anchor=k1_k2 could not be found.
 является то, что в координатах  \{ FZI, \, \phi_r \} керновые данные, как правило, имеют гораздо лучшую кучность, чем в координатах  \{ k, \, \phi \} и формула  (1) описывает гораздо более слабую зависимость от пористости (то есть числа  \{ m_1, \, m_2 \} очень малы), что позволяет строить более точные модели проницаемости. 



Usually, the first component   k_1 \, \phi^{m_1} dictates correlation at low permeabilities while  k_2 \, \phi^{m_2} takes over at high permeabilities.


This allows to cover a wider range of porosity variations comparing to single-component Cozeny-Karman permeability @model.


See also


Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Petrophysics / Absolute permeability / Absolute permeability @model


  • No labels