Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Зависимость проницаемости от пористости и других свойств (PERMEABILITY-POROSITY) » Ответить
Зависимость проницаемости от пористости и других свойств (PERMEABILITY-POROSITY)
БорисЕ: Здесь будут коллекционироваться ссылки и соображения по теме проницаемости горных пород (их способности к фильтрации флюидов в зависимости от геометрии их порового пространства)
Ответов - 163
Василий: У меня тут какаето странная ситуация. Проницаемость согласно отчету у образцов измеряли при давлении 400 psig , а пористость для разных скважин от 620-680 psig. Допустимо ли такое? и каким образом можно внесни поправку в проницаемость?
bne: Обычно они противоположны поправкам за давление
Василий: Там глубины небольшие, 200- 400 м помоему с температурой не заморачивались.
БорисЕ: Вот тут я немного писал о том как это делалось по Приобскому http://www.cge.ru/pst/GEOPH97А.html Неплохой обзор был у Нильсона. В дальнейшем попробую пополнить этот раздел
БорисЕ: Цитируются по Кобрановой
viking23: Это что получается, они определяют пористость, потом тип породы(алевролит, песчаник) и могут предсказать какая проницаемость? а при этом не учитывается отложения какой эпохи рассматривалось ханиным? Я встречал работы, где определяли проницаемость по пористости, но там это делают после определения зависимости пористость-проницаемость, для каждого типа коллектора..
bne: А за Ханиным применимость для изученных им горных пород
БорисЕ: Поразительна для меня человеческая доверчивость в петрофизике Где-то лет 15 назад супруги (работающие в Schlumberger) получили данные о замерах в одной из скважин показаний геохимического каротажа - определение спектра химэлементов и данные анализов керна Недолго думая по химэлементам они «восстановили» минеральный состав пород и получили ДЛЯ ТЕХ УСЛОВИЙ линейное уравнение регрессии проницаемости и содержания цемента разного типа. Боюсь, что презирающие петрофизику и не отягощенные избытком интеллекта разработчики ELAN скромно назвали это уравнение Херрон-Херрон и включили его в библиотеку Как известно, фирма Schlumberger ЗА РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ НЕ ОТВЕЧАЕТ Почему бы не включить? ;-) Но когда на симпозиуме в Уфе я узнал, что это уравнение, с теми же коэффициентами, пытаются применять в Татарии и в Китае мне стало несколько не по себе... Оно конечно, каждый вправе сходить с ума по своему и звучит Херрон-Херрон красиво (со своими особенностями и для русско и для китайского говорящих), но вроде вполне вменяемые люди про сие написало Чего же тогда удивляться успехам тоталитарной демагогии, если люди и добровольно сами себя в ловушку загнать рады? ;-((
bne: и снова про Херрона-Херрона Наверное пора написать и мне серьезную публикацию на сей счет, если вполне уважаемые мной люди (такие как г-н Дубровский) публикуют текст с подобными экскурсами... ;-(
bne: Кстати, я критикую это уравнение в заметке по ссылке: http://petrogloss.narod.ru/Enikeev_HMAO-2005.pdf
ГГТ: Случайно столкнулась с Вашим замечанием мо методике Херрона. В скважинах Комсомольского месторождения проводились ГИС фирмой "Шлюмберже" и Кво рассчитывали по Херрону. Кво не подлежал восприятию здравым умом и они согласились с нашими доводами и отказались применять, по крайней мере, в тех скважинах, где мы ведем контроль
bne: Schlumberger много патентует Я встретил не менее 5-ти патентов г-на Херрона на тему расчета проницаемости, геохимического каротажа и ЯМР На практике же это обычно менее оправдано чем учет остаточной водыы или относительной глинистости Мой опыт для условий Западной Сибири (вплоть до Ю1 и Ю2) и ряда других регионов это подтверждает Отдельная тема влияние типов глин, но и тут рекомендации Херрона не совпадают с пррактикой (да и как этот тип определить - тема отдельная)
Andrew: Как выглядит это уравнение?
bne: Там идет поправка за содержание глин разного типа Насколько я помню - поправочный член - экспонента с константами умножаемыми на содержание глин разного типа Константы уточнялись по данным геохимического каротажа в двух скважинах Мексиканского Залива
bne: В этот раз учитывает уже и содержание пирита (патент) Вообще у меня впечатление, что игры по учету объемных содержаний минералов (что и дает геохимический каротаж) могут быть только крайне ограниченными по их применимости, поскольку начинает влиять структура их размещения
БНЕ_Home: Удалось получить уравнение по аналогии с Herron-Herron Получил объединив три выборки (две по Ю2 Западной Сибири и одну английскую) В итоге выборка длиной в 108 строк Притом объединилось неплохо Но реально прирост точности за счет учета глинистости невелик (коэффициент детерминации вырос от 0.65 до 0.72)
bne: В случае томских отложенийи васюганки и тюменки сработало включение минералогической плотности и урана (калий и торий практически не играют)
bne: Добавил еще два месторождения с севера Западной Сибири Интересно, что по выборке влияют все типы глин, кроме каолинита (от влияет по разному)
bne: в Катар Судя по слухам там были принят только один доклад из стран бывшего СССР (об актуальной для Катара теме бурения скважин в ледовой обстановке) ========= Обзор взаимосвязей проницаемости с пористостью, компонентным составом и геометрией порового пространства (к итогам столетнего изучения). Более 100 лет назад взаимосвязь проницаемости с составом и строением грунтов начал изучать С.Слихтер (1895). В данной работе строится морфологический ящик (в духе Цвикки) сопоставляющий различные теоретические и эмпирические подходы к расчету проницаемости. Параметрами по которым идет дифференциация являются: пористость, медианный размер зерен скелета (капилляров), дисперсия размера каналов (коэффициент неоднородности), координационное число (извилистость), глубина залегания. Выделяются классические взаимосвязи типа Козени-Хагена-Кармана, эмпирические уравнения (учитывающие дифференциацию по указанным свойствам), уравнения обтекания, уравнения, основанные на использовании приближений самосогласования для решетки капилляров и разных типов перколяционных и фрактальных моделей для расчета проницаемости. Полученные результаты сопоставляются с различными эмпирическими обобщениями, в том числе предложенными Шейдеггером, Дуллиеном и Нельсоном. Отдельно проводится сопоставление ряда многомерных моделей настроенных по результатами определения проницаемости и данными о пористости и порометрии для двух коллекций образцов. Изучаются вопросы применения различных уравнений при практической интерпретации данных каротажа (в том числе ЯМК) и керна и оценку их применимости по сравнению с подходами, использующими методы нейронных сетей и регрессионного анализа. Interrelations between Permeability and Porous Space Porosity, Composition, and Geometry: A Review of Centennial Studies Slighter, S. began the studies of interrelations between permeability and the ground composition and structure more than 100 years ago in 1895. The present article gives the morphological box (in the spirit of Zvikk) comparing various theoretical and empiric approaches to permeability estimation. The following parameters are taken into account: porosity, median grain size of skeleton (capillaries), dispersion of channels size (heterogeneity coefficient), coordination number (pore tortuosity), and bedding depth. The following interrelations and equations were taken into consideration: a) classical interrelations (such as of Cozen-Hagen-Carman), b) empirical equations considering differentiation of the parameters mentioned, c) streamline equations, d) equations based on self-coordination approximation of capillaries lattice and different types of percolation and fractal models of permeability estimation. The results obtained were compared with various empirical generalizations, including those offered by Sheidegger, Dullien, and Nelson. Comparison of series of multivariate models created for two sample collections is based on permeability, porosity, and pores geometry data. The article covers such issues as application of various equations in applied interpretation of log data (including NML) and core, as well as assessment of their applicability in comparison with approaches using neural network and regression analysis methods.
bne: Geodictionary: The capacity of material to transmit water or other fluids. The degree of permeability (or perviousness) of a rock depends on the size and shape or the pores and interconnectivity. It is measured by the degree at which a fliud of a standard viscosity can pass through a given distance ina given time. The unit of permeability is the darcy.
BorisE: Созвонился с В.И.Петерсилье относительно поправок в проницаемость по Клинкенбергу (1941) в связи с работой по проекту где это особенно актуально для терригенного девона (где пористость менее 10% и проницаемость в районе 0.01мд-1мд) Учет эффекта проскальзывания приведет к понижению проницаемости и к выходу кривой пористость-проницаемость не из нуля, а из значений близких к критическим Собственно про эффект упоминает еще и Пирсон, но обычно вводились две колонки (просто проницаемость и исправленная пересчетом по Клинкенбергу) С таким вариантом работы я столкнулся в частности в 1995-1998 годах при обработке керновых данных по Приобскому (где поправки вводили специалисты Amoco по "гидравлическому радиусу") Как я недавно убедился в ГОСТе от 1985 автоматический ввод поправок регламентирован как обязательный Петерсилье подтверждает, что поправки по данному объекту и вообще до 90-х автоматически или расчетно не вносились и правомерны, а в случае внесения оговаривались Естественно, что Рабец их вводил если это требовал заказчик Замечу, что сходная проблема может возникать вообще для всех объектов где запасы на грани кондиционных, нет трещиноватости и определения производились не в новых лабораториях (типа Тюменской и Сургутской) Зависимости с учетом эффекта Клинкенберга приобретают нелинейный характер при малых пористостях и этим собственно могут и распознаваться Но печально, Работать со смешенной выборкой в которой есть измерения полученные разным способом (это не лучше чем смешивать Кво по центрифуге и капиллярной мембране)
BorisE: Вчера ко мне заходил Игорь Викторович Федорцев Обменялись файлами и поговорили о Клинкенберге Оказалось, что автоматическое введение поправок обычно приводит к небольшому линейному сдвигу (что неверно) Анализ примеров западников показывает, что кое-кто все же работает аккуратнее Так по американским данным для ряда карбонатов эффект существенен для проницаемости ниже 1Мд, а для терригенных - ниже 10мд
bne: Андрей Бетехтин показал как из нескольких отсчетов проницаемости идет пересчет ее по Клинкенбергу Причем пересчет может идти и когда точки не ложатся на прямую от 1/p И тогда идет незнамо что В частности значения по Клинкенбергу выше чем без поправки Мои представления об этом отрезке обработки эксперимента были менее фантазийными ;-(
ShadowRaven: На многочисленных примерах неконсолидированных разрезов Мексиканского Залива эффект поправки заметно сказывается на коллекторах с пониженными ФЕС. В чистых, высокопористых песках - он минимален. В низкопористых известняках в зоне АВПД может снижать проницаемость на порядок. Отмечались ли подобные зависимости гле-то ещще?
bne: Но обычно ниже 10мД поправки приходится вводить Есть палетки (от Кпр), есть аппроксимации (что меня продолжает удивлять) Была на сей счет статья в LogAnalyst где-то в 70-80-е Реально при автоматической регистрации бывают и завалы (когда течение на одном из режимов остается турбулентным и поправка вводится в противоположную сторону)
Mikhail Markov: Забавно, в этом году отправил в Акустический журнал (российский) статью, где посчитал как влияет межфазное скольжение на параметры упругих волн в двухфазной насыщенной пористой среде (в рамках теории Френкеля - Био). Получил от Рецензента удивленное письмо, в котором он пишет, что не понимает, когда может возникнуть в реальности такая ситуация, и для чего это нужно. Статью, правда, до конца не завернули, но текст заставили переписать. В действительности межфазное скольжение есть и для границы жидкость - тв. тело, буквально в последние несколько лет в журналах по физике пошла лавина публикаций на эту тему причем как теор. так и экспериментальных работ. Правда в жидкости длина скольжения невелика (единицы до десятков нанометров). Самое главное, что нужно понять проницаемость не есть просто геометрическое свойство материала как считают многие неглупые люди в том числе и на Западе! Поэтому многие работы, где чисто на основании геометрических соображений связавают проницаемость и, например, электрическую проводимость могут быть неверны. Физика не есть геометрия!
Попов: Приятно слышать мне разумной речи звуки. Не менее приятно видеть разумно изложенные мысли.
bne: комфортной среды для обсуждения за исключением возможнеостей работы с формулами которые тут не поддерживаются) - дело каждого желающего "Спасение утопающих - дело рук самих утопающих" (с) И.Ильф
bne: 1) Разделение изучаемого объекта и наблюдателя с его инструментарием дело тонкое И само собой и вид жидкости (тип растворителя и солевой состав) влияют И проскальзывание и инерционные эффекты и эмпирическая квадратичность (существенная для газа) -и начальный градиент - про это вроде как известно Но лично для меня это Дарси с его водопроводом не перечеркивает Достижение ДАрси IMHO в том что он нашел простой инвариант в первом приближении (химически не взаимодействующие и не меняющие форму частицы в жидкости, в которой электрохимией и поверхностными явлениями можно принебречь) Что-то подмывает меня продолжить этот текст, раз уж зашло о значимости и приоритетах Лично я дальнейшие заслуги вижу у Слихтера в том что связал это с Пуазейлем, у Козени - в отказе от укладки частиц и перелицовке Слихтера, у Кармана в том что он про это написал приличный обзор на английском, у Лейбензона - очень хорошая у него компиляция по тем временам, у Бринкмана и Бреннера (хоть это и разные работы) в исследовании специальных задач с укладками частиц простой формы, у Шейдеггера - в написании книги и в ее переиздании, у Швидлера - в попытке перенести методы расчета из электромагнетизма в теорию фильтрации. Дальше можно многих припомнить, но на Швидлере из общих соображений остановлюсь 2) Фридрихсберг в свое время работал с тонкими укладками капиллярных трубок - это идеальная модель для анализа многих тонких эффектов Отработано на них - интересно смотреть как влияет новый фактор Примерно так у Фейнмана (в его сочном тексте о проверке экспериментом) К сожалению, в петрофизике получило хождение идентификация свойств одиночного капилляра и пористой среды (с добавлением, при случае, примитивного осреднения и пресловутой извилистости) На SEG-2003 был смешной эпизод, когда Гуревич (он тогда в Imperial College, работал, кажется, а сейчас в Австралии), стал мне доказывать, что понятие извилистости осмысленно в общем случае и крайне важно ;-) Причем и на примере сопротивления (в том числе и глинистых пород), а не только проницаемости 3) Насколько я помню работы по торфу (Дерягин, Чураев) и почве (Бондаренко) уже в этом случае приходится подменять модель учетом вязкопластичных свойств А еще есть и набухание, которое и в ионитах существенно работает Разумеется, все существенное в особых условиях может присутствовать и без них (это в духе Ломоносова) ;-) 4) А вот в практической жизни (за которую на работе деньги платят) приходится думать и о том как тонкие эффекты сказываются Проницаемость в 0.1-10мд - область коллектор-неколлектор и ошибка здесь на порядок это сотни миллионов тонн запасов Посмотрел я материалы в SCA с 1998 по 2004 год По сути новые серьезные данные в виде таблиц не публикуются По эффекту Клинкенберга - одна серьезная экспериментальная работа И по всему миру перепутаны связи (кто-то учитывает, а кто-то - нет) Грустно это
bne: И ведь с апломбом ;-) http://heriot-watt.ru/t1825.html
bne: Добрый день!!! Нам н.. [Re:Andrew] - новое! -------------------------------------------------------------------------------- Добрый день!!! Нам необходима стандартная эмпирическая формула определения поправки за эффект Клинкенберга для терригенных пород. Для карбонатов эта стандартная эмпирическая формула выглядит так: K Клинкерберг= 0.69*(Kпо газу^1,059);
Шайзада: широко используемая в мировой практике (метод подбора). В чем заключается?
Василий: В каком контексте этот метод фигурирует?? Ваобще откуда эта фраза? Подбор можно провести для чего угодно. И сам подбор тоже можно провести совершенно по разному.
B-N-E-8: Зависит от алгоритма и начальных приближений подбираемых констант
viking23: а по центрифуге хуже получается?
bne: Один из дополнительных факторов с ультрацентрифугой - разогрев (иногда очень существенный) Причём и остывает неравномерно и порой приводит к растрескиванию Кроме того если канал с загогулиной то силы при выдавливании и при центирифуге таки разные
bne: относительной глинистости (только вместо глинистости работает с цементом) и связывает ее с проницаемостью Правильным путем идете товарисчи! Жаль, только не читаете по русски и не очень-то корректно радуетесь давно нам известному!
bne: Charles Sumner Slichter, a professor of mathematicsat the university. It appears that King began to collaborate with Slichter around 1894. He may have been motivated to contactSlichter at the suggestion of Chamberlin, who then waspresident of the university and knew both King and Slichter(Ingraham 1972). King describes the nature of the collaboration in the introduction to his 1899 paper, in which healso mentions Slichter’s paper, published the same year(Slichter 1899): During our earlier investigations regarding the flow of waterthrough soils, it appeared that if the laws of capillary flowapply to the movements of water and of air through soil, itought to be possible to arrive at the sizes of soil grains froma knowledge of the flow of water through the samples underknown conditions. Such great difficulties, however, wereencountered in duplicating results with water that air wassubstituted as the medium whose flow was to be measured The handling of the air proved so much simpler and expedi-tious and results could be duplicated so closely that in 1894the plan was laid before Professor Slichter for his judgmentas to the possibility of placing the method on a quantitative basis. This seemed to him possible, and he kindly consentedto undertake a preliminary investigation, which resulted inthe formula for computing the effective sizes of soil grains,presented in the first portion of his paper in this volume. When it was found that computed results agreed with obser-vations more closely than had been hoped at first, a returnwas made to water as a means of checking the accuracy ofthe method and the formula. It was found that the flow ofwater used in the formula gave results quite comparable withthose computed from air. At this stage Mr. Newell [USGS] proposed, in 1896, toassist financially in an investigation of the movement ofground water, and the writer consented to undertake the work,with permission to secure Professor Slichter’s services in thedevelopment of certain theoretical phases of the subject. Slichter received a B.S. in mathematics from North-western University in 1885, becoming an instructor inmathematics in 1886 and then an assistant professor (1889)and professor (1892) at the University of Wisconsin. Herose up the ranks to department chairman (1902) and wasdean of the graduate school from 1920 until he retired fromthe university in 1934. Although he worked for the USGSduring some summers, he spent his entire career at the Uni-versity of Wisconsin, marrying a local girl, living in ahouse close to campus and raising four sons (Wang 1987;Ingraham 1972). He died in Madison in 1946 and is buriedthere. Slichter Hall on campus is named in his honor andone of Slichter’s quotes—“We are all mentioned in thewills of Homer and Shakespeare.”—is emblazoned on theside of Memorial Library. His portrait hangs in the recep-tion room of the University Club, an institution he helpedfound and where he was active for many years. http://www.uwex.edu/wgnhs/pdfs/miscpdf/wiscgw.pdf Интересно, что книга Л.C.Лейбензона вышла ровно в конце 40-х годов Причем Лейбензон пишет об С.Слихтере, а он - Шарль Я с института думал, что Слихтер - немец из Германии Л.C.Лейбензон cотрудничал с лабораторией ядерной геофизики (как и Флеров)
bne: Мемориальные чтения (30 марта 2006- 1июня 2006) памяти Дарси в Дижоне организованные BRGM http://www2.brgm.fr/aih/fichier/actes/journeededarcy_b.pdf Тексты на французском, но есть иллюстрации ;-) Фрагмент: =============== International symposium - Aquifers Systems Management - 30 may-1th june 2006, Dijon, France Colloque international - Gestion des grands aquifères - 30 mai-1er juin 2006, Dijon, France DARCY 133 Henry Darcy et les fontaines publiques de la ville de Dijon Eliane LOCHOT, conservateur en chef des archives de la ville de Dijon En 1856, le dijonnais Henry Darcy publie un ouvrage appelé à connaître une brillante renommée : "Les fontaines publiques de la ville de Dijon : exposition et application des principes à suivre et des formules à employer dans les questions de distribution d'eau". Comme le sous-titre l'indique, cette publication est la synthèse des recherches menées par ce brillant ingénieur en chef des ponts et chaussées pour résoudre la question de l'alimentation en eau potable de Dijon. En 1832, une épidémie de choléra frappe le département de la Côte-d'Or et le conseil municipal de Dijon décide de confier une étude à Henry Darcy. Sa mission consiste à résoudre les difficultés techniques d'un approvisionnement en eau saine et suffisamment abondante pour une cité qui compte alors 25 000 habitants. Dès 1834, la solution proposée par Darcy est retenue : dériver la source du Rosoir, située dans le Val- Suzon, et conduire l'eau à Dijon par un aqueduc souterrain de plus de 12 kilomètres de longueur en utilisant habilement le dénivelé. Après deux années de travaux, les dijonnais se réjouissent le 6 septembre 1840 de voir l'eau de la source du Rosoir pénétrer dans le réservoir de la porte Guillaume (aujourd'hui réservoir Darcy). Très à l'avant-garde, la municipalité a également décidé d'aménager un vaste réseau de distribution d'eau. Il permet à chacun d'accéder gratuitement à l'eau grâce à des bornes-fontaines ou bien de disposer de l'eau à domicile en payant un abonnement. Les notions d'hygiène, de salubrité et de santé publiques sont essentielles. ===============
BorisE: Cтатья из архива ММ: М.М.Элланский "ЕДИНАЯ ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ" выложена на сайт Элланского http://mmell.narod.ru/MMEll_Permeability.pdf
BorisE: Выложена старая статья (раз люди не читали - 30 минут не жалко) ;-) Б.Еникеев МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ЭФФЕКТИВНЫХ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД (МОДЕЛЬ РЕШЕТКИ КАПИЛЛЯРОВ). Москва 1988 СЭВ. Сборник докладов III научного семинара стран - членов СЭВ по нефтяной геофизике Том II Промысловая геофизика cтр.310-316. реферат МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ЭФФЕКТИВНЫХ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД (МОДЕЛЬ РЕШЕТКИ КАПИЛЛЯРОВ) Б.Еникеев (СССР) Представления о горных породах как решетках капилляров появились в петрофизике, занимающейся построением уравнений взаимосвязи между коллекторскими и физическими свойствами, почти синхронно с представлениями о них как об укладках частиц, и сейчас их роль при описании таких физических свойств пород, как проницаемость, фазовая проницаемость, остаточная водонасыщенность, удельное электрическое сопротивление, диффузионно-адсорбционная активность,возрастает. Ниже рассмотрен ряд результатов расчета эффективных физических свойств решеток капилляров. Модели одиночного капилляра. Первые результаты были получены при моделировании свойств решетки при помощи модели, в которой предполагалось, что все капилляры данной решетки одинаковы и, следовательно (в силу симметрии), свойства ее сводятся к свойствам одного единственного капилляра. Модели решетки с распределенным радиусом Модели теории перколяции и эффективной среды Физические свойства решетки капилляров Приводится обзор ряда моделей в гидрогеологии (Чайлдс, Коллис-Джордж, Муалем, Маршалл, Миллингтон и Квирк) и физике известных к тому времени и рассматриваются способы их адаптации к задачам петрофизики Частично материал вошел в книгу Элланского и Еникеева о построении и использовании многомерных петрофизических взаимосвязей. Москва 1988 СЭВ. Сборник докладов III научного семинара стран - членов СЭВ по нефтяной геофизике Том II Промысловая геофизика cтр.310-316. http://www.mmell.narod.ru/Enikeev_SEV-2a.pdf
bne: Интересна не затронутая по ссылке тема вырождения Таки никуда не деться и если все капиилры одинаковы, то от Z ничего не зависит и серийная модель вырождается так же как и плоская Уже одно это напоминает о связи Z и дисперси размеров пор найденной Fatt Интересно бы попробовать получить формальное разложение
BorisE: J. Glover, I. I. Zadjali, and K. A. Frew Permeability prediction from MICP and NMR data using an electrokinetic approach GEOPHYSICS,VOL. 71, NO. 4 JULY-AUGUST 2006; P. F49–F60, 6 FIGS., 2TABLES 10.1190 .1.2216930 ABSTRACT The accurate modeling of oil, gas, and water reservoirs depends fundamentally upon access to reliable rock permeabilities that cannot be obtained directly from downhole logs. Instead, a range of empirical models are usually employed.We propose a new model that has been derived analytically from electrokinetic theory and is equally valid for all lithologies. The predictions of the new model and four other common models Kozeny-Carman, Berg, Swanson, and van Baaren have been compared using measurements carried out on fused and unfused glass bead packs as well as on 91 rock samples representing 11 lithologies and three coring directions. The new model provides the best predictions for the glass bead packs as well for all the lithologies. The crux of the new model is to have a good knowledge of the relevant mean grain diameter, for example, from MICPdata. Hence, we have also predicted the permeabilities of 21 North Sea well cores using all five models and five different measures of relevant grain size. These data show that the best predictions are provided by the use of the new model with the geometric mean grain size.We have also applied the new model to the prediction of permeability from NMR data of a 500 m thick sand-shale succession in the North Sea by inverting the T2 spectrum to provide a value for the geometric mean grain size. The new model shows a good match to all 348 core measurements from the succession, performing better than the SDR, Timur-Coates, HSCM, and Kozeny-Carman predictions. Вообще-то позор, что я ее пропустил Надо лучше отслеживать публикации И очередной раз большое спасибо Михаилу Маркову
bne: В связи с возней по публикациям пришлось работать с массивами http://petrophysics.fastbb.ru/?1-0-0-00000024-001.003 После длительной возни просчитал модель проницаемости сочетающий обобщение Лихтенеккера-Ротера и относительную глинистость (давняя-давняя наработка) http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000017-000 Получается лучше чем по остальным известным уравнениям, хотя я и не обольщаюсь
bne: Из общих соображений сверил свои результаты с получаемыми в статистических пакетах В некоторых известных пакетах (там где работают с Гауссом-Ньютонаом или Левенбергом-Марквардтом) спокойненько выбрасывают счет в случае если алгоритм приводит на промежуточном шаге к выбросу переменных (причем начальные приближения те же, что и в ModERn) А если задавать значения констант с парой цифр (которые я получил в ModERn в итоге поиска) они ведут себя адекватно - уточняют до 6-го знака Похоже не сильно пользователи теребят авторов даже распространенных пакетов на сей счет
bne: Интересно, что по данной выборке сумма карбонатность+ глинистость работает при расчете проницаемости хуже чем просто глинистость Тем не менее прирост по сравнению с зависимостями ориентированными только на пористость заметен Корреляционное отношение возрастает от 0.55 до 0.71
bne: ЛЕЙБЕНЗОН Леонид (Леон) Самуилович. 1879-1951. Ученый-механик, специалист в области гидродинамики, теории упругости. Основоположник подземной гидравлики и теории фильтрации нефти и газа, ставшей фундаментом современной разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных м-ний. Чл.-кор. АН СССР с 1933 по апрель 1938 (исключен) и с октября 1939 восстановлен, академик с 1943. Окончил Московский ун-т (1901) и МВТУ (1906), ученик Н. Е. Жуковского. В 1909-1910 опубликовал серию статей, посвященных форме и строению Земли. В Баку (1921-1922) им были заложены основы подземной газодинамики и сформулирована идея забойного двигателя, приведшая к рождению первого советского турбобура. С 1923 — профессор в Москве (МГА, МГУ, Московский нефтяной ин-т). Арестован 10 июля 1928 (?) на своей даче в Кратове, под Москвой. Специальной коллегией Мосгорсуда оправдан за недосказанностью обвинения и освобожден из-под стражи (его и жену обвиняли, в частности, в подготовке покушения на М. И. Калинина). Вновь арестован 17 декабря 1936, обвинен в антисоветских настроениях и разговорах и 28 января 1937 спецколлегией Мосгорсуда приговорен к трехлетней ссылке в Казахстан. Под конвоем доставлен в Алма-Ату 23 апреля 1937, выехал оттуда в Актюбинск, затем в г. Темир, где и отбывал ссылку. «Я наказан казнью покоя», — писал он дочери. Раз в неделю читал лекции нефтяникам, написал в ссылке пять науч. работ, пережил первый инфаркт. Оправдан в мае 1939 протестом Прокурора СССР, вернулся в Москву в июне. Работал в Ин-те теоретической геофизики и в Ин-те механики АН СССР. Прикованный к постели после второго инфаркта, опубликовал в 1947 итоговую работу «Движение природных газов и жидкостей в пористой среде». [37]. http://www.ihst.ru/projects/sohist/
bne: Шеркалинская свита (Ю10-Ю11) У народа IMHO куча фантазий, из-за нежелания работать А нежелание (помимо прочего) из-за отсутствия нормальной оплаты Слишком много распила в стране и девальвации оценок и демагогии На самом деле глинистость в шеркалинской во многом предопределяет все процессы (это удалось показать по материалам двух скважин с гранулометрией и ФЕС) В итоге и пористость с ней коррелирована и остаточная вода и проницаемость И уравнения с тремя переменными для проницаемости все срабатывают! Почему народ в упор это не хотел увидеть - остается только гадать!
bne: Конечно, следующий шаг был бы в учете компонентного состава глин Но, конечно, не в духе супругов Херрон, хотя в том же направлении http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000001-001.002 Но данных в нужном объеме нет (в отличии от Индии) http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000001-011.002
bne: перед представителямт недропользователей и заказчиками Самые смешной вопросы были вокруг тем: 1) "где Вы взяли столько керна?" 2) "а почему в многомерном пространстве зависимость единая?" Ntv не менее все прошло по этой части вполне благожелательно
ShadowRaven: IMHO В Шеркалинке м.б. до 80% глинистой компоненты быть представлено крупно кристаллическим каолинитом (диккит?). В этом случае определить наличие и распределине (дисперсное) весьма затруднительно т.е. вторичный каолинит с низкой РА В случае, когда присутстует смесь иллит/хлорит/каолинит достатоно нормализованного ГК
bne: Если смотреть корреляционное поле ПС-ГК то там даже во всех углах кое-что сидит Приходится детально смотреть и чистить А ПС, к сожалению, теперь весьма сомнительно интерпретируют
bne: Evaluation of Permeability of Microporous Media, Using the Modified Random-Trajectory Approach Journal of Colloid and Interface Science, Volume 250, Issue 1, 1 June 2002, Pages 191-195 F. Romm Evaluation of Permeability of Microporous Media, Using the Modified Random-Trajectory Approach F. Romm1 Polymate Ltd. POB 73, Migdal Emek, 10550, Israel Received 19 December 2001; accepted 21 February 2002. ; Available online 22 May 2002. References and further reading may be available for this article. To view references and further reading you must purchase this article. Abstract The random trajectory approach derived recently for the purpose of evaluation of the percolation threshold is modified and applied to the modeling of permeability. The main modification consists in probabilistic accounting of possible trajectories, the total permeability being evaluated as a sum over all available percolation trajectories, without any preferences in orientation. Results of calculations of permeability vs porosity, sample thickness, and other structural factors are presented. It is concluded that the qualitative tendencies regarding permeability do not significantly differ from those found before for percolation.
bne: Random Trajectory Modeling of Limited-Volume Percolation in a Microporous Structure Journal of Colloid and Interface Science, Volume 240, Issue 1, 1 August 2001, Pages 368- Freddy Romm Polymate, Ltd. P.O. Box 73, Migdal Emek, 10550, Israel Received 20 November 2000; accepted 4 May 2001. ; Available online 11 March 2002. References and further reading may be available for this article. To view references and further reading you must purchase this article. Abstract The limited-volume analytical method for the evaluation of the probability of percolation (random trajectory approach) is developed. The model uses probabilistic analysis of possible percolation ways. The main equation for the probability of percolation contains parameters related to the conditions of formation of the microporous medium. Results of some computer estimations of the influence of various formation-related parameters (porosity, surface tension, coordination number, etc.) are presented.
bne: 2001 и 2002 лет в БЕН нет
bne: Theoretical Analysis of the Influence of a Diffuse Double-Layer On Darcy’s Law Solid Mechanics and Its Applications ISSN 0925-0042 Volume 125 IUTAM Symposium on Physicochemical and Electromechanical Interactions in Porous Media Springer Netherlands DOI 10.1007/1-4020-3865-8 ISBN 978-1-4020-3864-8 (Print) 978-1-4020-3865-5 (Online) DOI 10.1007/1-4020-3865-8_33 pp. 289-298 Solid Mechanics and Its Applications IUTAM Symposium on Physicochemical and Electromechanical Interactions in Porous Media 10.1007/1-4020-3865-8_33 G. M. L. Gladwell, J.M. Huyghe, Peter A.C. Raats and Stephen C. Cowin 33. Theoretical Analysis of the Influence of a Diffuse Double-Layer On Darcy’s Law David Smith5 and Peter Pivonka5 (5) School of Engineering, The University of Newcastle, Australia Abstract It is known that when the concentration of background electrolyte in a charged porous medium increases, the permeability of the porous medium also increases. In this paper, a set of coupled governing equations is derived that describe Navier-Stokes flow of a pore fluid through a charged porous medium (i.e. flow in the presence of a diffuse double-layer). The set of coupled partial differential equations describe the transport of the individual ions along their electrochemical potential gradient, the transport of the pore fluid together with the ions in solution, and the voltage distribution through the porous medium, while simultaneously maintaining electro-neutrality of the system. The governing equations are solved for an example problem. By using this approach, new insight is gained into the origin of permeability changes arising from changes in the background electrolyte concentration. Keywords Navier-Stokes equation - diffuse double-layer - Darcy’s law -------------------------------------------------------------------------------- David Smith Email: David.Smith@newcastle.edu.au Peter Pivonka Email: Peter.Pivonka@newcastle.edu.au References [1]. Cussler, E. (1997) Diffusion mass transfer in fluid systems. Cambridge University Press, New York, USA, 2nd edition [2]. Derjaguin, B. (1989) Theory of stability of colloids and thin films. Consultants Bureau, New York, USA [3]. Eringen, A. and Maugin, G. (1990) Electrohydrodynamics of continua II: fluids and complex media. Springer-Verlag, New York, USA [4]. Hueckel, T. (2002) Coupled constitutive models in environmental geomechanics. In Vulliet, Z., Laloui, F., and Schrefler, P., editors, Workshop on GeoEnvironmental Engineering, pages 27–44, Ascona, Switzerland. Environmental Geomechanics Publications EPFL Press [5]. Slattery, J. (1999) Advanced transport phenomena. Cambridge University Press, Cambridge, USA
wam46: *PRIVAT*
bne: Хорошо бы Игоря сюда затащить поспорить Но, боюсь, не выйдет (попробую ему переслать Ваши соображения - может заочно через меня получится) А оппонировать Вам по его работе мне и некорреуктно, да и не смогу
bne: Вчера обрабатывал данные очередного подсчета запасов Краснодар, майкопские отложения Интересно, что снова работают Сгл+Скарб и трехмерная связь проницаемости по сравнению с двумерной Причем и коэффициенты похожи Но, к сожалению эффект слабее чем ожидал
bne: Интересно проверить таблицы с сайта AAPG По ним можно прикинуть влияние компонентного состава http://petrophysics.borda.ru/?1-5-0-00000116-000
bne: JOURNAL OF GEOPHYSICAL RESEARCH, VOL. 112, B05208, doi:10.1029/2006JB004716, 2007 Permeability-porosity relationships in seafloor vent deposits: Dependence on pore evolution processes Wenlu Zhu Department of Geology and Geophysics, WHOI, Woods Hole, Massachusetts, USA Margaret K. Tivey Department of Marine Chemistry and Geochemistry, WHOI, Woods Hole, Massachusetts, USA Hilary Gittings Department of Geology and Geophysics, University of Wisconsin-Madison, Madison, Wisconsin, USA Paul R. Craddock Department of Marine Chemistry and Geochemistry, WHOI, Woods Hole, Massachusetts, USA Abstract Systematic laboratory measurements of permeability and porosity were conducted on three large vent structures from the Mothra Hydrothermal vent field on the Endeavor segment of the Juan de Fuca Ridge. Geometric means of permeability values obtained from a probe permeameter are 5.9 Ўї 10−15 m2 for Phang, a tall sulfide-dominated spire that was not actively venting when sampled; 1.4 Ўї 10−14 m2 for Roane, a lower-temperature spire with dense macrofaunal communities growing on its sides that was venting diffuse fluid of <300ЎЖC; and 1.6 Ўї 10−14 m2 for Finn, an active black smoker with a well-defined inner conduit that was venting 302ЎЖC fluids prior to recovery. Twenty-three cylindrical cores were then taken from these vent structures. Permeability and porosity of the drill cores were determined on the basis of Darcy's law and Boyle's law, respectively. Permeability values range from Ў-10−15 to 10−13 m2 for core samples from Phang, from Ў-10−15 to 10−12 m2 for cores from Roane, and from Ў-10−15 to 3 Ўї 10−13 m2 for cores from Finn, in good agreement with the probe permeability measurements. Permeability and porosity relationships are best described by two different power law relationships with exponents of Ў-9 (group I) and Ў-3 (group II). Microstructural analyses reveal that the difference in the two permeability-porosity relationships reflects different mineral precipitation processes as pore space evolves within different parts of the vent structures, either with angular sulfide grains depositing as aggregates that block fluid paths very efficiently (group I), or by late stage amorphous silica that coats existing grains and reduces fluid paths more gradually (group II). The results suggest that quantification of permeability and porosity relationships leads to a better understanding of pore evolution processes. Correctly identifying permeability and porosity relationships is an important first step toward accurately estimating fluid distribution, flow rate, and environmental conditions within seafloor vent deposits, which has important consequences for chimney growth and biological communities that reside within and on vent structures. Received 25 August 2006; accepted 4 December 2006; published 12 May 2007.
bne: AU: F. AGOSTA, M. PRASAD, A. AYDIN TI: Physical properties of carbonate fault rocks, fucino basin (Central Italy): implications for fault seal in platform carbonates SO: Geofluids VL: 7 NO: 1 PG: 19-32 YR: 2007 ON: 1468-8123 PN: 1468-8115 AD: Rock Fracture Project, Department of Geological and Environmental Sciences and; Geophysics Department, Stanford University, Stanford, CA, USA DOI: 10.1111/j.1468-8123.2006.00158.x US: http://dx.doi.org/10.1111/j.1468-8123.2006.00158.x AB: We documented the porosity, permeability, pore geometry, pore type, textural anisotropy, and capillary pressure of carbonate rock samples collected along basin-bounding normal faults in central Italy. The study samples consist of one Mesozoic platform carbonate host rock with low porosity and permeability, four fractured host rocks of the damage zones, and four fault rocks of the fault cores. The four fractured samples have high secondary porosity, due to elongated, connected, soft pores that provide fluid pathways in the damage zone. We modeled this zone as an elastic cracked medium, and used the Budiansky2013O'Connell correlation to compute its permeability from the measured elastic moduli. This correlation can be applied only to fractured rocks with large secondary porosity and high-aspect ratio pores. The four fault rock samples are made up of survivor clasts embedded in fine carbonate matrices and cements with sub-spherical, stiff pores. The low porosity and permeability of these rocks, and their high values of capillary pressure, are consistent with the fault core sealing as much as 77 and 140 m of gas and oil columns, respectively. We modeled the fault core as a granular medium, and used the Kozeny2013Carmen correlation, assigning the value of 5 to the Kozeny constant, to compute its permeability from the measured porosities and pore radii. The permeability structure of the normal faults is composed of two main units with unique hydraulic characteristics: a granular fault core that acts as a seal to cross-fault fluid flow, and an elastic cracked damage zone that surrounds the core and forms a conduit for fluid flow. Transient pathways for along-fault fluid flow may form in the fault core during seismic faulting due to the formation of opening-mode fractures within the cemented fault rocks. AU: STANLEY J. LUKASIEWICZ, JAMES S. REED TI: Specific Permeability of Porous Compacts as Described by a Capillary Model SO: Journal of the American Ceramic Society VL: 71 NO: 11 PG: 1008-1014 YR: 1988 ON: 1551-2916 PN: 0002-7820 AD: New York State College of Ceramics, Alfred University, Alfred, New York 14802 DOI: 10.1111/j.1151-2916.1988.tb07572.x US: http://dx.doi.org/10.1111/j.1151-2916.1988.tb07572.x AB: The specific liquid permeabilities of a wide variety of phosphatebonded, porous alumina compacts prepared from alumina powders of differing size distribution, and ranging in porosity from 32 to 50 vol%, were not described well by the Carmen-Kozeny model but were described by a capillary model based on mean entry pore radius. The specific permeability varied directly with the square of the mean entry pore radius determined by mercury intrusion. The compacts containing the lowest phosphate bond phase obeyed Poiseuille's law. AU: J. A. Deckelman, S. Lou, P. S. D'onfro, R.W. Lahann TI: QUANTITATIVE ASSESSMENT OF REGIONAL SILICICLASTIC TOP-SEAL POTENTIAL: A NEW APPLICATION OF PROVEN TECHNOLOGY IN THE PELOTAS BASIN, OFFSHORE BRAZIL SO: Journal of Petroleum Geology VL: 29 NO: 1 PG: 83-96 YR: 2006 ON: 1747-5457 PN: 0141-6421 AD: ConocoPhillips Company, Houston, Texas, USA. DOI: 10.1111/j.1747-5457.2006.00083.x US: http://dx.doi.org/10.1111/j.1747-5457.2006.00083.x AB: Using the offshore Pelotas Basin, Brazil, as an example, we present a methodology by which petrophysically-derivedVclay and capillary displacement pressure data, in conjunction with interval isochore maps, can be used quantitatively to evaluate regional, siliciclastic present-day and palaeo-top-seal effectiveness and relative risk. This method has broad application to frontier and maturing exploration areas where data limitations preclude more sophisticated seismically-derived velocity-based evaluations. As much of the Pelotas Basin is deemed to be gas prone, top-seal effectiveness for normal density (0.1 to 0.2 g/cc) dry gas was assessed quantitatively by establishing relationships between density-log -derived hydrocarbon column height and overburden thickness using a most likely Vclay content. With constant Vclay, column height increases with increasing overburden due to a compaction-driven decrease in mudrock porosity, accompanied by a decrease in permeability and pore-throat diameter. Using these relationships, interval isochore maps (overburden thickness maps) can be transformed into hydrocarbon column-height maps to define spatial variation in top-seal effectiveness, expressed in metres of contained gas column. Laboratory and previously-published model data show that clay content and porosity (ultimately pore throat diameter) are the dominant controls on siliciclastic mudrock permeability, hence top-seal potential. Mudrock porosity is driven dominantly by burial-induced compaction; clay content is dependent on both depositional and diagenetic processes. Overburden can be determined with a reasonable degree of certainty from seismic and well data, whereas regional variations in clay content can, at best, only be estimated from depositional models. Therefore, for a given overburden, it is uncertainty in clay content that comprises the greatest risk in regional siliciclastic top-seal analysis. For this reason, we relate siliciclastic top-seal risk to clay content, when overburden/ mudrock-porosity relationships, fluid densities and requisite column heights are known. AU: B. Beiranvand, A. Ahmadi, M. Sharafodin TI: MAPPING AND CLASSIFYING FLOW UNITS IN THE UPPER PART OF THE MID-CRETACEOUS SARVAK FORMATION (WESTERN DEZFUL EMBAYMENT, SW IRAN) BASED ON A DETEMINATION OF RESERVOIR ROCK TYPES SO: Journal of Petroleum Geology VL: 30 NO: 4 PG: 357-373 YR: 2007 ON: 1747-5457 PN: 0141-6421 AD: Petroleum Geology Dept., Exploration & Production Division, Research Institute of Petroleum Industry, Western side of Azadi Complex Stadium, PO Box 14857-3311 Tehran, Iran.; Reservoir Study Center, Exploration & Production Division, Research Institute of Petroleum Industry, Western side of Azadi Complex Stadium, PO Box 14857-3311 Tehran, Iran.; Reservoir Simulation Department, RIPI, No. 7, Hoveyzeh St. Shariati Ave., PO Box 1863 Tehran, Iran. DOI: 10.1111/j.1747-5457.2007.00357.x US: http://dx.doi.org/10.1111/j.1747-5457.2007.00357.x AB: The mid-Cretaceous Sarvak Formation, the second-most important reservoir unit in Iran, is composed mainly of grain-supported carbonates. For the purposes of this study, flow units in the upper part of the formation were identified, mapped and classified as part of an integrated reservoir characterization study at a giant oilfield in SW Iran. Pore types and geometries, pore-scale diagenetic history and core-scale depositional attributes were logged using conventional petrographic and lithological methods. The resulting data were combined with core descriptions, mercury-injection capillary pressure data, and wireline log and geophysical data to identify five reservoir rock types: (i) highly oil-stained, grain-supported carbonates, including patch reef and barrier complex deposits with high porosities and permeabilities; (ii) leeward and seaward shoal deposits including grain-supported packstones and skeletal wackestones with high porosities and permeabilities; (iii) dominantly mud-supported lagoonal and open-marine facies with fair porosity and permeability; (iv) grain-supported but highly cemented facies which had poor reservoir characteristics; and (v) calcareous shales and shaly limestones with no reservoir quality. Based on the reservoir rock types, eight flow units were recognised. Subsequently, four reservoir zones were defined based on these flow units at a field scale. This study has contributed to our understanding of flow units in this complex carbonate reservoir, and has improved our ability to characterize and model the architecture of the reservoir from pore to core to field scale.
bne: Permeability analysis in bisized porous media: Wall effect between particles of different size Authors: Dias, R.P.a; Fernandes, C.S.b; Teixeira, J.A.c; Mota, M.c; Yelshin, A.c Journal of Hydrology Vol: 349, Issue: 3-4, February 1, 2008 Bibliographic Page pp. 470-474 Affiliations: a. Department of Chemical and Biological Engineering, Escola Superior de Tecnologia e de Gestão, Instituto Politécnico de Bragança, Apartado 134, 5301-857 Bragança, Portugal b. Department of Mathematics, Escola Superior de Tecnologia e de Gestão, Instituto Politécnico de Bragança, Apartado 134, 5301-857 Bragança, Portugal c. Institute for Biotechnology and Bioengineering, Centro de Eng. Biológica, University of Minho, Campus de Gualtar, 4710-057 Braga, Portugal Keywords: Binary mixture; Porosity; Particle size ratio; Tortuosity; Permeability Abstract (English): Summary The permeability of binary packings of glass beads with different size ratio – 13.3, 20, and 26.7, was investigated. In the Kozeny–Carman equation, the dependence of the tortuosity τ on the mixture porosity &z.epsiv;(xD) was described according to τ=1/&z.epsiv;n for different volume fraction of large particles in the mixture, xD. Obtained data on packing permeability shows that the parameter n is a function of the volume fraction and particle size ratio, with values between 0.5 and 0.4. This can be explained by the wall effect resulting from the arrangement of the small particles occurring near the large particle surface. A model taking in account this effect was suggested that can be useful in the characterization of transport phenomena in granular beds as well as in engineering applications. Publisher: Elsevier Science Language of Publication: English Item Identifiers: 16012 10.1016/j.jhydrol.2007.11.020 S0022-1694(07)00700-7 Publication Type: Article ISSN: 0022-1694 Citations: Bear, J., Dynamics of Fluids in Porous Media, Dover Publications, Inc., New York, (1972) Bentz, D.P.; Garboczi, E.J., "Simulation studies of the effects of mineral admixtures on the cement past–aggregate interfacial zone" Am. Concrete Inst. Mater. J. 1991 pp. 518-529 Boving, T.B.; Grathwohl, P., "Tracer diffusion coefficients in sedimentary rocks: correlation to porosity and hydraulic conductivity" J. Contam. Hydrol. 2001 pp. 85-100 Bibliographic Page Full Text Cheng, Y.F.; Guo, S.J.; Lai, H.Y., "Dynamic simulation of random packing of spherical particles" Powder Technol. 2000 pp. 123-130 Bibliographic Page Full Text Currie, J.A., "Gaseous diffusion in porous media part 2.– dry granular materials" B. J. Appl. Phys. 1960 pp. 318-323 Dias, R.P.; Fernandes, C.S.; Teixeira, J.A.; Mota, M.; Yelshin, A., "Permeability and effective thermal conductivity of bisized porous media" Int. J. Heat Mass Transfer 2007 pp. 1295-1301 Bibliographic Page Full Text Dias, R.P.; Teixeira, J.A.; Mota, M.; Yelshin, A., "Particulate binary mixtures: dependence of packing porosity on particle size ratio" Ind. Eng. Chem. Res. 2004 pp. 7912-7919 Dias, R.; Teixeira, J.A.; Mota, M.; Yelshin, A., "Preparation of controlled particulate mixtures with glass beads of different sizes" Sep. Purif. Technol. 2004 pp. 69-80 Bibliographic Page Full Text Dias, R.; Teixeira, J.A.; Mota, M.; Yelshin, A., "Tortuosity variation in a low density binary particulate bed" Sep. Purif. Technol. 2006 pp. 180-184 Bibliographic Page Full Text Dullien, F.A.L., "Single phase flow through porous media and pore structure" Chem. Eng. J. 1975 pp. 1-34 Fernandes, C.S.; Dias, R.P.; Nóbrega, J.M.; Maia, J.M., "Laminar flow in chevron-type plate heat exchangers: CFD analysis of tortuosity, shape factor and friction factor" Chem. Eng. Process. 2007 pp. 825-833 Bibliographic Page Full Text Garboczi, E.J.; Bentz, D.P., "Digital simulation of the aggregate–cement past interfacial zone in concrete" J. Mater. Res. 1991 pp. 196 Ho, F.-G.; Strieder, W., "A variational calculation of the effective surface diffusion coefficient and tortuosity" Chem. Eng. Sci. 1981 pp. 253-258 Jeschar, R., "Druckverlust in mehrkornschüttungen aus kugeln" Arch. Eisenhüttenwes. 1964 pp. 91-108 Klusácek, K.; Schneider, P., "Effect of size and shape of catalyst microparticles on pellet pore structure and effectiveness" Chem. Eng. Sci. 1981 pp. 523-527 MacDonald, M.J.; Chu, C.-F.; Guilloit, P.P.; Ng, K.M., "A generalized Blake–Kozeny equation for multisized spherical particles" AIChE J. 1991 pp. 1583-1588 Mauret, E.; Renaud, M., "Transport phenomena in multi-particle systems – I. Limits of a applicability of capillary model in high voidage beds application to fixed beds of fibers and fluidized beds of spheres" Chem. Eng. Sci. 1997 pp. 1807-1817 Bibliographic Page Full Text Millington, R.J.; Quirk, J.P., "Permeability of porous solids" Trans. Faraday Soc. 1961 pp. 1200-1207 Mota, M.; Teixeira, J.A.; Yelshin, A., "Binary spherical particle mixed beds porosity and permeability relationship measurement" Trans. Filtration Soc. 2001 pp. 101-106 Mota, M.; Teixeira, J.A.; Yelshin, A., "Image analysis of packed beds of spherical particles of different sizes" Sep. Purif. Technol. 1999 pp. 59-68 Bibliographic Page Full Text Mota, M., Teixeira, J.A., Yelshin, A., 1998. Tortuosity in bioseparations and its application to food processes. In: Feyo de Azevedo, Ferreira, E., Luben, K., Osseweijer P.(Eds.), Proceedings of 2nd European Symposium on Biochemical Engineering Science, Porto, 16–19 September 1998, University of Porto, Porto, Portugal, pp. 93–98. Nolan, G.T.; Kavanagh, P.E., "The size distribution of interstices in random packings of spheres" Powder Technol. 1994 pp. 231-238 Pape, H.; Riepe, L.; Schopper, J.R., "Interlayer conductivity of rocks – a fractal model of interface irregularities for calculating interlayer conductivity of natural porous mineral systems" Colloids Surf. 1987 pp. 97-122 Riley, M.R.; Muzzio, F.J.; Buettner, H.M.; Reyes, S.C., "A simple correlation for predicting effective diffusivities in immobilized cell systems" Biotechnol. Bioeng. 1996 pp. 223-227 Standish, N.; Collins, D.N., "The permeability of ternary particulate mixtures for laminar flow" Powder Technol. 1983 pp. 55-60 Standish, N.; Mellor, D.G., "The permeability of ternary coke mixtures" Powder Technol. 1980 pp. 61-68 Stewart, M.L.; Ward, A.L.; Rector, D.R., "A study of pore geometry effects on anisotropy in hydraulic permeability using the lattice-Boltzmann method" Adv. Water Resour. 2006 pp. 1328-1340 Bibliographic Page Full Text Thies-Weesie, D.M.E.; Philipse, A.P., "Liquid permeation of bidisperse colloidal hard-sphere packings and the Kozeny–Carman scaling relation" J. Colloid Interf. Sci. 1994 pp. 470-480 Bibliographic Page Full Text Wu, D.; Song, L.; Zhang, B.; Li, Y., "Effect of the mechanical failure of catalyst pellets on the pressure drop of a reactor" Chem. Eng. Sci. 2003 pp. 3995-4004 Bibliographic Page Full Text Yu, A.B.; Standish, N., "An analytical–parametric theory of the random packing of particles" Powder Technol. 1988 pp. 171-186 Yu, A.B.; Standish, N., "Estimation of the porosity of particle mixtures by a linear-mixture packing model" Ind. Eng. Chem. Res. 1991 pp. 1372-1385 Zhang, T.C.; Bishop, P.L., "Evaluation of tortuosity factors and effective diffusivities in biofilms" Water Res. 1994 pp. 2279-2287
bne: Lattice Boltzmann Modeling: An Introduction for Geoscientists and Engineers Publisher: Springer | ISBN: 3540279814 | edition 2007 | 172 pages Lattice Boltzmann models have a remarkable ability to simulate single- and multi-phase fluids and transport processes within them. A rich variety of behaviors, including higher Reynolds numbers flows, phase separation, evaporation, condensation, cavitation, buoyancy, and interactions with surfaces can readily be simulated. This book provides a basic introduction that emphasizes intuition and simplistic conceptualization of processes. It avoids the more difficult mathematics that underlies LB models. The model is viewed from a particle perspective where collisions, streaming, and particle-particle/particle-surface interactions constitute the entire conceptual framework. Beginners and those with more interest in model application than detailed mathematical foundations will find this a powerful "quick start" guide. Example simulations, exercises, and computer codes are included. Working code is provided on the Internet.
bne: Забавно, но прикидки показали, что простенькая завистмость работает для одного из зарубежных объектов (кавернозные карботнаты) LgКпр=C1*(Кпэфф- С2)^(C3+C4*Кпэфф) C3>0 (примерно 0.25-0.5) и C4 примерно (1-C3)/Кпэффмакс
B_N_E_1: Фокус в том, что с одной стороны тут неверно про С1 Реально С1<1 А во вторых это единая аппроксимациядля семейства гидравлических единиц
bne: Еще один ход для учета гидравлических единиц Строим огибающую сверху (при совсем наивном подходе как степень от (Кп-Кпмин)) Далее вычитаем меру глинистости (я работал с выполаживаемой мерой - формально типа изотермы Лангмюра) В итоге получаем LgКпр=С1+С2*Кп-С3*Кгл/(C4+Кгл) Данные по нескольким объектам аппроксимирует очень пристойно
TAS: Здравствуйте Борис Николаевич. Возникла такая ситуация,"модельеры" использующие Эклипс (софт Шлюма для ГДМ) забраковали определённые по результатам интерпретации материалов ГИС (комплекс весьма ограничен) параметры, такие как Кп_эфф и Кпр по причине невозможности построить ГДМ. Месторождение(Азербайджан) достаточно глубокое (3000-4500 м), коллектора терригенные и сильноглинистые, керна относительно не мало (до 1100 проанализированных образцов).Построив график зависимости Кп_керн-Кпр получил уравнеие (степенная зависимость)на основании которого определил граничные значения по пористости(я думаю общей пористости) при 1 мДарси равное 14,56% при среднем значении 21,3% и при 10 мДарси равное 20,28%. 10 мДарси выбрано из графика АПС-Кпр призначении АПС больше 0,4. Сравнивая разности между полученными значениями (грубо)получаю значения Кп_эфф при 1 мДарси, которое согласуется с Кп_ефф определёным по по результатам интерпретации материалов ГИС. 6,9% по керну и 7,0% по каротажу (кроссплот Кп_эфф-Кгл). Хотелось бы знать, что Вы об этом думаете? И по ходу ещё один вопрос. Что такое NTG? Я часто посещаю сайт heriot-watt, упомянутый Вами. Хоть там и обсуждалась тема об этом параметре (NTG), но физический смысл так и не раскрыт. Физический смысл NTG- отношение эффективной и общей мощности. Но нет определения что эначит общая мощность (горизонта ли, коллектора ли). Спасибо Борис Николаевич.
bne: 1) Непонятно насколько размыто Ваше корреляционное поле (может быть надо разбивать на гидравлические единицы, как это ныне модно или диффкренцировать по глинистости или удельной поверхности, как делали раньше) 2) Казалось бы граничные значения правдоподобны для таких глубин, но насколько я слышал, у вас там и АВПД распространены и потому влияние глубины на граничные значения ФЕС должно ослабевать (тем более для продуктивных отложений) 3) В свое время Буряковский строил зависимости для Азербайджана, но сейчас под рукой их нет (кто-то у меня и книжку издательства ФАН с личной пористостью не постеснялся прихватизировать) 4) NTG это видимо NET-TO-GROSS насколько я помню строится целиком для продуктивной пачки В рунете нашел: "The net-to-gross for each probability scenario can be calculated by simply dividing the thickness of the net pay estimate by the thickness of the total layer"
Andrew: the net pay - эффективная мощность thickness of the total layer - мощность пласта т.е. net-to-gross получается отношение эффективной мощности к мощности пласта... чем-то на песчанистость по-моему похоже. TAS, любопытно было бы взглянуть на ваши кроссплоты керн-керн и гис-керн.
bne: Солидарен (я неаккуратно написал), но тут есть еще один поворот (хоть и не вполне в тему) Я встретил случай когда понятие эффективной мощности вообще не используется Всегда говорят только о продуктивной эффективной мощности Забавно, поскольку выпадают случаи водонасыщенной эффективной мощности и переходной зоны
TAS: Борис Николаевич, Работая с иностранцами я понял, что в их понимании эффективная мощность есть нефтенасыщенная мощность. В нашей литературе эффективная мощность это мощность с открытой пористостью за вычетом тупиковых пор вне зависимости от насыщения. И поэтому устанавливая граничные значения по эффективной пористости, водонасыщенности и глинистости мы получаем нефтенасыщенную мощность, способную отдавать нефть. С уважением Тофик Султанзаде. Будьте здоровы P.S. Если я в чём то неправ, поправьте меня, буду благодарен.
bne: Просто иногда задачи выделения коллекторов и оценки их продуктивности стоят раздельно Такова уж отечественная традиция, начиная с Дахнова И наверное иногда это осмысленно, скажем, если прослеживается коллектор в области ниже ВНК С другой стороны эта традиция все еще о отражается и на подсчете запасов когда пористость и водонасыщенность считают независимыми переменными и берут их произведение (при наличии их корреляции это может привести к серьезному смещению)
TAS: Андрей, к моему стыду, я не знаю как прицепить файл с графикой к моему посту, если подскажете как, то я тут же исполню для удовлетворения Вашего интереса и был бы рад узнать Ваше мнение. С уважением Тофик Султанзаде
bne: Тофик! Есть много вариантов Самый простой - когда набираете ответ посмотрите на кнопки на верху Нажав там, где изображен человечек Вы попадете в файлообменник, куда можно грузить файлы с компьютера
TAS: Борис Николаевич, по моему я что-то не так сделал. Я набрал текст и прицепил файл. Файл попал на zalil.ru, а текст куда-то делся. В тексте было : 1962-1992 гг период отбора керна, Керн отбирался 5-ти метровыми интервалами, использумыми в то время колонковыми снарядами, Петрофизические параметры привязаны к середине интервала отбора керна. Спасибо, будьте здоровы. С уважением Тофик Султанзаде
bne: Тофик! Добрых суток! Все бы оно хорошо, но нужна еще ссылка куда точно все занесено ;-) Удачи Вам и аккуратности с секретностью Всего доброго
TAS: ДА,Да, набирусь опыта и всё отладится. Имя файла на slil.ru, Book1 for Andrew.xls/ Я нашёл и открыл этот файл через поиск. Спасибо Борис Николаевич и извините за хлопоты. Будьте здоровы
bne: Спасибо Вот ссылка http://slil.ru/27945223/35498a42.4a9e9a68/Book1_for_Andrew.xls По точкам действительно идет к 15% Но данных на рисунке маловато для обосонования по серьезному объекту Я обычно объединяю керн по всем скважинам - так виднее про неоднородность и погрешности или добавляю по месторождениям аналогам Удачи Вам
TAS: Согласен, но при объединении всего массива данных, получаем россыпь точек, по которым используя любую зависимость с коэфициентом корреляции меньше нуля. Из общего количества (400 с небольшим) скважин выбрано около 60 с количеством проанализированных образцов для каждой скважины 15-22.Однако эти образцы охватывают один стратиграфический комплекс, разбитый 13 единиц, которые в свою очередь можно разделить на 2группы, сильно отличающиеся по фациям. Для интервала 2700-4000м песчанистость на порядок выше песчанистости интервала 4000-5200м. Я в Норвегии лет 15 назад видел в кернохранилище на столах керн длиной 120 м поднятый из продуктивного горизонта скважины, пробуренной в Северном море к которому можно было привязать каротаж в масштабе глубин 1:1, а в нашем случае проблема увязки глубин керна и каротажа это примерно +/- автобус, имея ввиду размеры образца и расхождениями по глубине между буровым инструментом каротажным кабелем. 10 скважин по которым построены графики зависимостей Кпор-Кпр дали разброс значений Кпор при 1 м Дарси от 12,5% до 17%. Это только для оценки. Будьте здоровы, Борис Николаевич
bne: Я регулярно занят похожей деятельностью Вижу сущность проблемы в том, чтобы отыскивать многомерные зависимости (включая и глубину и литотип, а если есть и гранулометрию и и минсостав и стратиграфию и связанную воду и капиллярки) и по ним выстраивать совокупность компактных связей Все же начиная с Крамбейна и медианный диаметр и сортировку учитывали, да и сейчас это работает Сейчас, скажем, параллельно по Индии и Бирме и Томску нечто подобное делаю Собственно для этого полноценный анализ данных (когда связи дифференцируются по разным петрофизически или геологически оправданным переменным) и нужен И только так и можно повысить точность
Andrew: Что-то точек на графиках-то далеко не густо. Я насчитал в пределах десятка, а это ведь для нормальной модели никуда не годится. Tofik, I suppose you work in foreign company (each cross-plot in English).
TAS: Not now, it was 3 years before. Сейчас я пенсионер, занимающийся делами, мне интересными. А графики на английском, потому что c EXCEL 2003 на английском мне проще. Насчёт количества точек согласен, я попытался в предыдущих постах объяснить ситуацию, да и не для модели всё это. Просто пытаюсь показать геологам с которыми приходится встречатся по работе, что понятие "пористость" без соответствующего определения и понимания сути этих определений, очень расплывчатое понятие. Может модельерам это и выгодно. Всегда под рукой несколько значений для выбора. Будьте здоровы
bne: Соорудил большущий массив по Западной Сибири (доя тезисов в Питер) Возраст - неоком и юра Глубины от 1700 до 3200 Забавно, что по нему видно, что стратиграфия практически не влияет на вид зависимостей проницаемости от иных свойств - влияет абсолютная глубина
bne: Comparison between neuro-fuzzy and fractal models for permeability prediction Computational Geosciences Springer Netherlands ISSN 1420-0597 (Print) 1573-1499 (Online) Volume 13, Number 2 / §Є§р§Я§о 2009 §Ф. DOI 10.1007/s10596-008-9095-9 pp 181-186 Comparison between neuro-fuzzy and fractal models for permeability prediction Nuri Hurtado1, 2 , Milagrosa Aldana3 and Julio Torres4 (1) Laboratorio de FЁЄsica TeЁ®rica de SЁ®lidos, CEFITEC, Escuela de FЁЄsica, Universidad Central de Venezuela, Paseo Los Ilustres, Caracas, 1040, Venezuela (2) Instituto de Nanociencia de AragЁ®n (INA), Universidad de Zaragoza, Zaragoza, Spain (3) Dpto. de Ciencias de la Tierra, Universidad SimЁ®n BolЁЄvar (USB), Caracas, 1080, Venezuela (4) Dpto. de Ciencias BЁўsicas, UNEXPO, Antonio JosЁ¦ de Sucre La Yaguara, Caracas, 1020, Venezuela Received: 19 November 2007 Accepted: 19 June 2008 Published online: 27 July 2008 Abstract We have used different techniques for permeability prediction using porosity core data from one well at the Maracaibo Lake, Venezuela. One of these techniques is statistical and uses neuro-fuzzy concepts. Another has been developed by Pape et al. (Geophysics 64(5):1447ЁC1460, 1999), based on fractal theory and the KozenyЁCCarman equations. We have also calculated permeability values using the empirical model obtained in 1949 by Tixier and a simple linear regression between the logarithms of permeability and porosity. We have used 100% of the permeabilityЁCporosity data to obtain the predictor equations in each case. The best fit, in terms of the root mean-square error, was obtained with the statistical approach. The results obtained from the fractal model, the Tixier equation or the linear approach do not improve the neuro-fuzzy results. We have also randomly taken 25% of the porosity data to obtain the predictor equations. The increase of the input data density for the neuro-fuzzy approach improves the results, as is expected for a statistical analysis. On the contrary, for the physical model based on the fractal theory, the decrease in the data density could allow reaching the ideal theoretical KozenyЁCCarman model, on which are based the fractal equations, and hence, the permeability prediction using these expressions is improved. Keywords Porosity - Permeability - Neuro-fuzzy - Fractal theory - Prediction - Linear regretion - Empirical - General Pape equation -------------------------------------------------------------------------------- Nuri Hurtado Email: nhurtado@fisica.ciens.ucv.ve References 1. Pape, H., Clauser, C., Iffland, J.: Permeability prediction based on fractal pore-space geometry. Geophysics 64(5), 1447ЁC1460 (1999) 2. Finol, J., Guo, Y.K., Jing, X.D.: A rule based fuzzy model for the prediction of petrophysical rock parameters. J. Pet. Sci. Eng. 29, 97ЁC113 (2001) 3. Balan, B., Mohaghegh, S., Ameri, S.: State-of-the-art in permeability determination from well log data, part 1: a comparative study, model development. In: Proceedings, SPE Eastern Regional Conference and Exhibition. SPE30978, pp. 1ЁC10, Morgantown, 19ЁC21 September 1995 4. Nelson, P.H.: PermeabilityЁCporosity relationships in sedimentary rocks. Log Anal. 35(3), 38ЁC62 (1994) 5. Shenhav, H.: Lower cretaceous sandstone reservoirs, Israel: petrography, porosity, permeability. AAPG Bull. 55, 2194ЁC2224 (1971) 6. Dandekar, A.Y.: Petroleum Reservoir Rock and Fluid Properties, vol. 488. CRC, Taylor & Francis, London (2006) 7. Pape, H., Clauser, C., Iffland, J.: Permeability-porosity relationship in sandstone based on fractal pore space geometry. Pure Appl. Geophys. 157, 603ЁC619 (2000) 8. Jang, J.: ANFIS: adaptive network-based fuzzy inference system. IEEE Trans. Syst. Man Cybern. 23, 665ЁC685 (1993) 9. Wong, K.W., Wong, P.M., Gedeon, T.D., Fung, C.C.: A state-of-art review of fuzzy logic for reservoir evaluation. APPEA J. 43, 587ЁC593 (2003) 10. Finol, J., Jing, X.D.: Permeability prediction in shaly formations: the fuzzy modelling approach. Geophysics 67(3), 817ЁC829 (2002)
bne: Авторы решили строить связь Кпр от Кп зависящую только от пористости И в этих условиях сравнивать параметрические методы (часть необходимых сведений для которых заменяют на константу) и непарамектрические Интересна, правда, идея исказить выборку (такие идеи были у Пинскнера)
bne: Приходится подменять Кво на ее огибающую оценку по пористости При этом регрессионно члены с функциями от пористости таки дают прирост в коэффициенте детерминации
Василий: Описываю ситуацию. Есть у меня данные специальных исследований, Рассчитанные проницаемости и остаточная вода определенные для одних образцов по ОПФ а для других по капилярометрии. Кп_ГИС- Кп_керн коррелируют( неидеально то хоть так), Стою зависимость Кпр от Кво - есть зависимость. Строю зависимость Кп-Кпр- есть зависимость. Строю зависимость Кп- Кво - НЕТ зависимости т.е. облоко получилось. Дело в том что в модели нужна Кво, Кво определяется из Кпр, Кпр из Кп_ГИС, т.е. получается что Кво есть вункция от Кп_ГИС, но по керну это зависимости НЕТ! И я подумал, мчто может быть поробовать для выведения проницаемости использовать двумерную связь один из аргументор котоой будет Кп, а в торой , вот насчёт второго я бы и хотел спросить, можеть быть использовать отностильнюю глубину, или что то другое ( ), и ваобще правельный ли подход? Буду благодарен всем кто что либо посоветует по этому вопросу. И ещё есть ли у кого нибудь уравнение Джонсона и др. (1959). А то у меня эта информация кудато пропала.
BNE_MUMBAI: 1) Зависимость Кво-Кп в теории часто предполагают гиперболической (с разверткой по содержанию цемента) Я бы рекомендовал Вам попробовать продифференцировать Ваше облако по логарифму проницаемости (цветом) или по глинистости или чему-то сходному 2) Глубину имеет смысл использовать если интервал глубин серьезный (по моим оценкам - более 200метров) Может быть были сильные изменения литологии с перерывами в осадконакоплении? 3) Насчет Джонсона (1959) я ничего не помню О чем уравнение и с какими переменными и где могдо быть PS Не расчитывал что отсюда будет доступ (в прошлый раз не было) и потому без доступа в закрытую область и прав модератора
Василий: 8.1 Порядок проведения испытаний i. После измерения относительной проницаемости по газу/нефти в неустойчивом состоянии, оставшийся газ замещался путем пропускания через образец потока минерального масла подходящей вязкости при горном давлении 1740 фунтов/кв.дюйм. ii. Проводились повторные измерения эффективной проницаемости по нефти при насыщении образца остаточной водой (Ko @ Swir), и эта величина использовалась в качестве базовой в последующих расчетах относительной проницаемости по воде и нефти. где: Ko = Проницаемость (мД) q = Дебит (куб. см.сек-1) L = Length of core plug (cm) μ = Вязкость нефти (сантипуаз) P = Падение давления в образце керна (фунтов/кв.дюйм) A = Площадь поперечного сечения образца (см2) iii. Затем в каждый образец закачивался в качестве вытесняющей фазы искусственный пластовый соляной раствор. iv. Получаемые приращения объемов нефти и воды, а также градиент давления в образце регистрировались как функция времени. v. Заводнение прекращалось при предельном насыщении водой, превышающем 99,95%. Проницаемость породы по соляному раствору в конечной точке (Kw @ Sor) измерялась в прямом и обратном направлении. vi. Данные об относительной проницаемости по воде/нефти рассчитывались в соответствии с уравнениями, полученными Джонсоном и др. (1959). vii. Окончательно насыщенность жидкостью определялась по полному отбору жидкости. Очень бы хотелось посмотреть на это уравнение, или на подобные ему)
BNE_Mumbai: Приеду - поищу по cтарым SPE По книгам что с собой и по Google (на Jonston и Jonson) не нашел Ни в Rp40 ни у Tiab не увидел
py1377: JBN method Johnson, Bossler and Neumann 1959 http://pangea.stanford.edu/ERE/research/supria/publications/public/tr128.pdf
bne: Спасибо Надо и мне начать обрабатывать данные подобных экспериментов Все времени выделить на это не удается
ShadowRaven: При наличии остаточной воды, можно попробовать уравнение Коатеса. При этом объем капиллярной воды может давать зависимость от глубины (уплотнение).
Василий: Можно по подробнее. что за уравнение. Пару раз слышал о нём, в контексте ЯМК, но само уравнение не попадалось.
ShadowRaven: Общая форма K=[(PHIT/C)^2 * (FFI/(CBW+BVI))]^2 CBW-Clay Bound water (3.0 ms) BVI - capillary-bound (variable w/ depth due to compaction) C~10; in shaly sands could go higher 16-18 иногда обозначают: BVI+CBW=BFV i.e. Bound Fluid Volume Здесь выкладывались монографии по ЯМР, в которых применение Коатеса расписывалось детально
Шайзада: По керну только 10 определении DT ГИС- это каротажные данные, не изереннные на керне. Как можно правилно Определить DTскелета или матрицы
ShadowRaven: Непонял 10 определений чего? DT водонасыщенной породы или.... При любом раскладе нужно иметь два измерения на керне - пористость и DT при 100% водонасыщенности; или привязка к каротажке но тогда нейтрон-плотностной и DT обязательны
B-N-E-8: Если состав неизвесте можно попробовать экстраполяцию 1/SQRT(Rt) и DT в сторону большого сопротивления Но результат будет зависеть от типа насыщения
bne: При средней пористости крайне низкая проницаемость (как у микрокавернорзных объектов При этом зависимость параметра пористости от пористости довольно пологая Судя по описанию встречаются ситуации когда иллит в значительной мере заполняет промежутки между кавернами
bne: В Нигерии кое-кто увлеченно читает и пишет про проницаемость ;-) Journal of Applied Sciences Year: 2007 | Volume: 7 | Issue: 5 | Page No.: 772-776 DOI: 10.3923/jas.2007.772.776 A Case Study of Permeability Modeling and Reservoir Performance in the Absence of Core Data in the Niger Delta, Nigeri Aigbedion Abstract: This study accounts for how permeability was modeled in a reservoir without core data in the Niger Delta, Nigeria by using five empirical approaches namely, Timur, Coates/Dumanoir, Tixier, Aigbedion and also a correlation generated from core data of a near by field. The five permeability results from the five approaches were used in building five different 3Dgeological models. Flow simulations was carried out for all the models to analyze their flow performance. The permeability distribution from the correlation generated from the near by field core data yielded a higher oil recovery. http://www.scialert.net/qredirect.php?doi=jas.2007.772.776&linkid=pdf
viking23: robust модель на основе 5 разных формул и без данных керна, наверно это перспективно (для Нигерии). Интересно как они защищают свои модели..
bne: Marine and Petroleum Geology Article in Press, Corrected Proof - Note to users -------------------------------------------------------------------------------- doi:10.1016/j.marpetgeo.2009.07.001 | How to Cite or Link Using DOI Copyright © 2009 Elsevier Ltd All rights reserved. Permissions & Reprints A permeability–porosity relationship for mudstones References and further reading may be available for this article. To view references and further reading you must purchase this article. Yunlai Yanga, b, , and Andrew C. Aplina aSchool of Civil Engineering and Geosciences, Drummond Building, Newcastle University, Newcastle upon Tyne, NE1 7RU, UK bPetroQuant Consultants, Newcastle upon Tyne, UK Received 9 February 2009; accepted 8 July 2009. Available online 18 July 2009. Abstract The relationship between permeability and porosity for fine-grained clastic sediments (“mudstones”) is a key constitutive equation for modelling subsurface fluid flow and is fundamental to the quantification of a range of geological processes. For a given porosity, mudstone permeability varies over a range of 2–5 orders of magnitude. We show here that much of the range can be explained by variations in lithology, which we define simply and pragmatically by clay content (mass fraction of particles less than 2 microns in diameter). Using clay content as the quantitative lithology descriptor, we have used a dataset (clay content range of 12–97%; porosity range of 0.04–0.78; six orders of magnitude permeability range) comprising 376 data points to derive a new bedding perpendicular permeability (K, m2) – void ratio (e = porosity/(1-porosity)) relationship as a function of clay content (CF): ln(K)=−69.59−26.79CF+44.07CF0.5+(−53.61−80.03CF+132.78CF0.5)+(86.61+81.91CF−163.61CF0.5)0.5The coefficient of regression (r2) = 0.93. At a given porosity, the inclusion of the quantitative lithological descriptor, clay content reduces the predicted range of permeability from 2 to 5 orders of magnitude to one order. Статьи, к сожалению нет
bne: В БЕН за 2009 год только №1 В интервале с 2004 по 2009 журналов нет
Василий: Борис Николаевич, Вы случайно не знаете какая максимальная поницаемость может быть в терригенных коллекторах?
bne: Хорошо бы знать литологию и средний диаметр и глубину залегания На глубинах до 2000 метров в конгломератах думаю десятки Дарси, если не больше Аналогично в кварцевых песках несколько Дарси также реальны
Василий: Дело в следующем, моделируем месторожденье, проницаемость определяем через пористость, породы алевролиты песчанники, полимикторые и аркозовые, средне и крупнозернистые. По исользованной формуле получается, большаея часть меторожденья имеет проницаемость больше 100000 мД. При пористость в 38% (а таких данных не мало), получаентся 127000. Очень сильно усомнился в првельности используемой формулы. В гидродинамике будет сильно падать давления, думаю не вытянет эта моделька с такими значениями проницаемости. Открыл данные исследования керна, получилось что по керну в максимальной точке проницаемость около 3000 мД при пристости 25%.
bne: У Вас IMHO явно некорректные константы Вы случаем вместо долей единиц в формуле проценты не подставили? ;-)) А вообще желательно и глинистость и глубину учитывать при моделировании и корреляции
Василий: К сожаленью нет. В долях испальзую . Вот формула, которую я щас пытаю опровергнуть у= 0,002*е^0.473*х
bne: Эффективная вязкость течения растворов электролитов в пористой среде. Теория и эксперимент Диссертация Автор: Корюзлов, Андрей Сергеевич Заглавие: Эффективная вязкость течения растворов электролитов в пористой среде. Теория и эксперимент Справка об оригинале: Корюзлов, Андрей Сергеевич. Эффективная вязкость течения растворов электролитов в пористой среде. Теория и эксперимент : диссертация ... кандидата физико-математических наук : 01.02.05 / Корюзлов Андрей Сергеевич; [Место защиты: Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина] Москва, 2009 107 c. : 61 09-1/675 Физическое описание: 107 стр. Выходные данные: Москва, 2009 Содержание, Введение: Содержание Глава 1. Течение электролита в пористой среде 1.1 Перколяционная модель течения электролита в пористой среде 1.2 Обоснование выбора модели Гуи-Чэпмена для ДЭС 1.3 Эффект электровязкости 1.4 Перколяционная модель течения электролита в пористой среде в области высоких потенциалов 1.5 Учёт поверхностной проводимости при определении С, -потенциала методом потенциала протекания 1.5.1 Удельное сопротивление неоднородной среды, насыщенной раствором электролита 1.6 Учёт влияния температуры на эффективную вязкость и С,' -потенциал Глава 2. Численный эксперимент 2.1 Расчёт эффективной вязкости для модельной порометрической кривой 2.2 Влияние температуры на эффективную вязкость 2.3 Оценка влияния величины эффективной вязкости на прогнозные показатели разработки нефтегазовых месторождений Глава 3. Экспериментальное исследование эффективной вязкости электролита 3.1 Описание установки, подготовка образцов, погрешности измерений 3.2 Данные порометрии 3.3 Определение величины ?"-потенциала и эффективной вязкости при различных концентрациях водного раствора электролита 3.4 Сравнение экспериментальных данных с результатами численного моделирования Актуальность исследования. Изучение процесса течения флюидов в пористой среде играет ключевую роль в таких важных и сложных технологических циклах как добыча нефти, газа и газового конденсата. На данный момент при моделировании гидродинамики процесса разработки влияние электрокинетических эффектов не учитывается, что приводит к погрешностям в адаптации гидродинамических моделей и в прогнозируемых показателях разработки. В частности, при построении гидродинамических моделей месторождений (равно как и в других расчётах, связанных с процессами фильтрации электролитов в пористых средах), используются классические фильтрационные модели, не учитывающие электрокинетические эффекты, обуславливающие изменение вязкости флюида при течении в пористой среде по сравнению с вязкостью этой жидкости в капельном состоянии. Это и приводит к тому, что при расчёте процесса разработки месторождений возникают существенные ошибки. Актуальность работы определяется необходимостью исследования природы влияния электрокинетических эффектов на характер течения флюидов в пористых средах и определения диапазонов параметров коллектора и насыщающего его флюида, в которых эти эффекты наиболее существенно проявляются. Чрезвычайно важным и актуальным для любого исследования является придание ему комплексного характера: организация экспериментов, адекватных предлагаемой модели процесса, и сравнение полученных теоретических выводов с данными проведённого эксперимента. Целью работы является изучение поведения эффективной вязкости жидкости при течении в пористых средах в зависимости от изменения концентрации раствора минерализованной воды, кислотности, температуры, величины С-потенциала и вида порометрической кривой пористой среды. Основные задачи исследования: 1. Построение модели процесса течения минерализованной воды в пористой среде с учётом влияния двойного электрического слоя на течение в микрокапиллярах. 2. Получение зависимости величины эффективной вязкости от параметров рассматриваемого физического процесса. 3. Проведение эксперимента по течению минерализованной воды в пористой среде и сравнение теоретических зависимостей с данными полученными в ходе эксперимента. Предмет и объект исследования. Объектом исследования являются пластовые флюиды в процессе их движения в тонкопоровых коллекторах. Предмет изучения - эффективная вязкость минерализованной воды при течении в пористой среде как функции концентрации растворенных солей, величины рН раствора, его температуры, величины С-потенциала и вида порометрической кривой пористой среды. Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретическим базисом построения модели рассматриваемого процесса являются теория перколяции, теория строения двойного электрического слоя на контакте флюид-твердое тело и гидродинамика течения флюидов в капиллярах и пористых средах. Верификация модели реализована классическим методом сравнения расчетных результатов с данными серии экспериментов, поставленных и проведенных специально для этой цели. Научная новизна результатов исследований: 1. Построена перколяционная модель течения электролита в пористой среде, с учётом влияния двойного электрического слоя на течение в микрокапиллярах. 2. В работе проанализировано влияние микрохарактеристик пористой среды на эффективную вязкость минерализованной воды. В диапазоне С-потенциала до 50 мВ разработан аналитический аппарат для вычисления эффективной вязкости, для потенциалов выше 50 мВ представлено численное решение. 3. Продемонстрирован характер влияния концентрации, температуры раствора, величины С -потенциала на границе раздела фаз скелет породы-жидкость и вида порометрической кривой пористой среды на эффективную вязкость раствора электролита в пористой среде. 4. Поставлен эксперимент, учитывающий особенности фильтрации электролита в пористой среде и позволяющий выявить влияние ДЭС на величину эффективной вязкости. Получены зависимости величины эффективной вязкости от концентрации электролита и функции распределения капилляров по радиусам, подтвердившие теоретический расчёт. 5. Установлено, что с ростом температуры величина эффективной вязкости возрастает по зависимости близкой к линейной. Наклон прямой, описывающей зависимость эффективной вязкости от температуры зависит от вида порометрической кривой и концентрации раствора электролита. 6. Показано, что изменение концентрации электролита поразному влияет на величину эффективной вязкости в пористых средах различной структуры. В тонкопоровых средах при снижении концентрации возможно как убывание величины электровязкости, так и её возрастание (это зависит от соотношения толщины ДЭС и среднего радиуса поровых каналов). В крупнопоровых средах с уменьшением концентрации электролита эффективная вязкость растёт. Практическая значимость. Практическая значимость работы заключается в том, что на её основе будут внесены необходимые коррективы в гидродинамические модели разработки, что позволит избежать погрешностей расчётов, связанных с игнорированием факта существенного отличия вязкости флюида при течении в пористой среде по сравнению с вязкостью этой жидкости в капельном состоянии. Защищаемые положения: 1. Построена перколяционная модель процесса течения минерализованной воды в пористой среде учитывающая влияние ДЭС на границе раздела скелет среды - флюид. 2. Показано, что вязкость слабоминерализованной воды (С < 200-400 мг/л экв. NaCl) в тонкопористых песчаниках (0.5 мкм < г < 4 мкм) возрастает в 1.5-2 раза по сравнению с вязкостью капельной жидкости с такой же степенью минерализации. При высоких концентрациях солей (С > 1500 мг/л экв. NaCl) эффективная вязкость равна вязкости капельной жидкости. 3. Установлено, что рост температуры раствора оказывает существенное влияние на изменение величины эффективной вязкости. Характер изменения определяется зависимостью дзета-потенциала от температуры для рассматриваемой системы «твердое тело-электролит». В частности, для песчаников было установлено повышение эффективной вязкости с ростом температуры. Количественные зависимости ц(Т) для различных параметров процесса представлены в графическом виде как результат численных расчётов по представленной модели. 4. Продемонстрировано, что величина эффективной вязкости зависит от вида порометрической кривой и С-потенциала: чем больше капилляров с радиусами, сравнимыми с толщиной ДЭС, тем значительнее эффект электровязкости, с ростом значений С-потенциала эффективная вязкость возрастает для пористых сред со средним радиусом капилляра порядка толщины ДЭС. Если доля сверхтонких капилляров (с радиусами меньше толщины ДЭС) мала, эффект электровязкости становится незначителен. 5. Спланирован и проведён эксперимент, в ходе которого верифицирована предложенная модель течения электролита в пористой среде. 6. Данные эксперимента подтвердили, что заложенные в модель параметры пористой среды и флюида верны. Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты» (ИПНГ РАН, апрель 2007), 7-й Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУНГ, Москва, март 2007), 11-ой Европейской конференции по математическому моделированию процессов нефтеизвлечения (llth European Conference on the Mathematics of Oil Recovery) (Норвегия, Берген, сентябрь 2008), на научных семинарах кафедры нефтегазовой подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, «Центра инновационных технологий разработки, анализа и моделирования месторождений» ВНИИ Нефти им. А.П. Крылова, Института проблем механики им. А.Ю. Ишлинского РАН, Института прикладной математики им. М.В. Келдыша РАН. По материалам диссертации опубликовано 8 научных работ, в том числе 3 статьи в реферируемых журналах, включённых в список ВАК РФ, сделано 2 доклада на Всероссийских конференциях и один на международной. Автор выражает благодарность своему научному руководителю В.В. Кадету и коллективу возглавляемой им кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Автор также признателен Митюшину А.И. за ценные рекомендации и помощь в проведении экспериментальных работ. Список литературы: 1. Воюцкий С. Курс коллоидной химии. Изд. 2-е, перераб. И доп. М.: Химия, 1975. 512 с. 2. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. - М.:Недра - 1986. - 160 с. J 3. Григоров О.Н. Электрокинетические явления. — Ленинград: Изд-во ЛГУ - 1973. - 199 4. Дерягин Б. В., Захавасва Н. Н., Лопатина А. М. — Инж.-физ. журн., 1960, т. 3, № 10, с. 66—71. 5. Дерягин Б. В., Захаваева Н. Н., Лопатина А. М. — В кн.: Исследования в области поверхностных сил. М.: Изд-во АН СССР, 1961, с. 175—180; In: Research in surface forces. N. Y.: Cons. Bur., 1963, vol. 1, p. 162—166. 6. Дерягин Б.В., Чураев H.B., Муллер B.M. «Поверхностные силы», М. - «Наука», 1985, 400 с. 7. Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н.. Промысловая геофизика. - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ», 2004 - 400 с. 8. Добрынин В.М., Винделынтейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - М.: Недра. - 1991.- 368 с. 9. Злочевская Р.И., Зиангиров Р.С, Сергеев Е.М., Рыбачук А.Н. Исследование связанной воды двойного электрического слоя системы "глины - раствор"// в кн.: Связанная вода в дисперсных системах. -1970, выпЛ.-с. 102-138. 10. Кадет В.В., Максименко А.А. Принципы аналитического описания течения жидкости в решеточных моделях пористых сред. // Изв. РАН. МЖГ. 2000. №1. 79-83. 11. Кикоин А.К., Кикоин И.К. Молекулярная физика: учебник для ВУЗов. - М.: Наука, 1976. - 480 с. 12. Конюхов В.М., Чекалин А.Н., Храмченков М.Г. Миграция разноплотностных жидкостей в водоносных пластах сложной структуры Казань: Казан, мат. о-во. - 2006. - 160 с. 13. Лашнев В. И., Соболев В. Д., Чураев Н.В. — Теорет. основы хим. технологии, 1976, т. 10, № 6, с. 926—930. 14. М. Маскет. — Физические основы технологии добычи нефти. М. — Ижевск: ИКИ, 2004, 606 стр. 15. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород. - М.: Недра. - 1989.- 211 с. 16. Отраслевой стандарт «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости от капиллярного давления», OCT 39-204-86.-М.: Миннефтепром. - 1986. - 23 стр. 17. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов преноса в микронеоднородных средах. М.: Недра, 1995. 224 с. 18. Титов К.В., О влиянии поверхностной проводимости на электропроводность горных пород // «Исследовано в России»- 2003.-V.91 -Р.1013-1026. 19. Товбина 3. М. — В кн.: Исследования в области поверхностных сил. М.: Наука, 1967, с. 24—30; In: Research in surface forces. N. Y.: Cons. Bur., 1971, vol. 3, p. 20—24. 20. Тульбович Б.И., Митрофанов В.П., Бейзман В.Б. Определение кондиционных значений коллекторских свойств по начальной и остаточной объемной нефтенасыщенности. // Геология нефти и газа.-1989.-№11. 21. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. - Пермь: Пермское кн. из-во. - 1975. - 150 22. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа.М.: Недра, 1978. 23. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1984 -368 с. 24. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (Поверхностные явления и дисперсные системы): учебник для вузов. М.: Химия, 1982. 400 с. 25. Чехонин Е.М., Ентов В.М., Гордеев Ю.Н. О расчёте магнитного поля вблизи трещины в пористой среде. // Вестник оренбургского государственного университета.- 2006.- №10.-С. 230-234. 26. Чехонин Е.М. Гидродинамическое поле вокруг растущей трещины / В. Noetinger, V. Artus, М Le Ravalec et al. Моделирование течений в пористых средах. Сборник статей.-М.: Нефти и газ, 2006.-С. 110-133. 27. Элланский М.М., Рынская Г.О., Т.А. Дмитриева, А.Н. Богданович «Влияние минерализации пластовой воды на остаточную водонасыщенность глинистых терригенных пород», М. - ВИНИТИ, 1987, 17 с. 28. Abaza M.M.I, and C.G. Clyde. Evaluation of the rate of flow through porous media using electrokinetic phenomena // Water Resour. Res. -1969.-V. 5-P. 470-483. 30. Aubert M., Atangana Q., Self-potential method in hydrogeological exploration of volcanic areas. // Ground Water.- 1996.- V.34(6) .- P. 1010-1016. 31. Bear J., Dynamics of fluids in porous media, 764 pp., Dover, Mineola, N.Y. 1988. 32. Bernabe Y. Streaming potential in heterogeneous networks. // J. Geophys. Res. - 1998. - V. 103. - P. 20827-20841. 33. Bussian, A.E., Electrical conductance in a porous medium// J. Geophysics- 1983- V.48. - P.1258-1268. 34. Darnet, M., Marquis, G., Sailhac, P.. Estimating aquifer hydraulic properties from the inversion of surface streaming potential (SP) anomalies. // Geophys. Res. Lett.- 2 0 0 3 - V.30- P. 1679. 35. Derjaguin B. V., Zachavaeva N. N. — Bull. RILEM, 1965, N 27, p. 27—30. 36. Dove, P.M., Rimstidt, J.D. Silica-water interactions. // Reviews in Mineralogical Series: The silica polymorphs - 1994. - V. 40. - P. 210-260. 37. Erickson D., Li D., Werner C. An Improved Method of Determining the zeta-Potential and Surface Conductance // J. Colloid Interface Sci. - 2000. - V. 232. - P.186-197. 38. Fujinawa, Y., T. Matsumoto, and K. Takahashi. Modeling confined pressure changes inducing anomalous electromagnetic fields related to earthquakes // J. Appl. Geophys.- 2002.-V. 49.-P. 101- 110. 39. Fuzhi Lua, Tuck Y. Howa and Daniel Y. Kwok. An improved method for determining zeta potential and pore conductivity of porous materials. // J. Colloid Interface Sci. - 2006. - V. 299. - P.972-976. 40. Haining Zhang, Jingjing Pan, Xiuchong He, Mu Pan. Zeta potential of Nafion molecules in isopropanol-water mixture solvent. //J. of Appl. Polymer Sci. - 2007. - V.107. - pp. 3306-3309. 41. Hayes, K. F., Leckie, J. O. Modeling ionic strength effect on cation adsorption hydros oxide solution interfaces // J. Colloid Interface Sci. -1987.-V. 1 1 5 . - P . 564-572. 43. Hoogers G. (ed.). Fuel Cell Technology Handbook. CRC Press, 2003, 360. 44. Hunter, R. J.Zeta Potential in Colloid Science: Principles and Applications. - Academic Press, New York, 1981, p.125. 45. Her, R. K. The chemistry of silica. New York, John Wiley, 1979. 46. Ishido, Т., and Mizutani. Experimental and theoretical basis of electrokinetic phenomena in rock-water systems and its applications to geophysics // J. Geophys. Res. - 1981. - V. 86. - P. 1763-1775. 48. Jouniaux, L., Bernard, MX., Zamora, M., Pozzi, J.P. Streaming potential in volcanic rocks from Mount Pelee. // J. Geophys. Res.- 2000.-V.105 (4) -P. 8391-8401. 49. Kosmulski, M. Adsorption of trivalent cations on silica. // J. Colloid Interface Sci. - 1997. - V. 195. - P. 395-403. 50. Li, H. C, de Bruyn, P. L. Electrokinetic and adsorption studies on quartz. // Surf. Sci. - 1966. - V. 5. - P. 203-220. 51. Li S.X., D.B. Pengra, and P.-Z. Wong. Onsager's reciprocal relation and the hydraulic permeability of porous media. // Phys. Rev. E . -1995 -V.51.-5748-5751. 52. Lome, В., Perrier, F., Avouac, J.P. Streaming potential measurements: 1. Properties of the electrical double layer from crushed rock samples.//J. Geophys. Res -1999.-V. 104 (17) -P.17857-17877. 53. Lome, В., Perrier, F., Avouac, J.P. Streaming potential measurements: 2. Relationship between electrical and hydraulic flow patterns from rock samples during deformation. // J. Geophys.Res.-1999.-V. 104.-P. 17879-17896. 54. Low P. F . — Soil Sci. Soc. Amer., 1976, vol. 40, N 4, p. 500—505; 1979, vol. 43, N 5, p. 651—660. 55. Mala, G. M. and Li, D., Werner C, Jackobasch, H. J., and Ning, Y. B. Flow Characteristics of Water through a MicroChannel between Two Parallel Plates with Electrokinetic Effects // Int. J. Heat Fluid Flow .-1997.-V.18-P. 489-496. 56. Mala, G. M. and Li. Flow Characterics of Water in Microtubes. // Int. J. Heat Fluid Flow.- 1999- V. 20.- P.142-148. 57. Martini G., Ottaviani M. F., Romanelli M.— J. Colloid and Interface Sci., 1983, vol.94, N 1, p. 105—113. 58. Morgan, F.D., Williams, E.R., and Madden, T.R. Streaming potential properties of Westerly granite with applications. // J. Geoph. Res.-1989- V.94B. - P.12449-12461. 59. Morgan, F. D. Enhanced streaming potentials with two-phase flow: Texas A&M Rock Physics Consortium Annual Meeting Rep. 1, 164-176. 60. Onsager, L. Reciprocal relations in irreversible processes // Phys. Rev. - 1931- V.37- P. 405-426. 61. Overbeek, J. Th. G. Electrochemistry of the double layer. Colloid Science, vol. 1, Irreversible Systems, edited by H. R. Kruyt, pp. 115-193, Elseveir, New York, 1952 62. Park, J., Regalbuto, J. R. A simple, accurate determination of oxide PZC and the strong buffering effect of oxide surfaces at incipient wetness // J. Colloid Interface Sci. - 1995. - V. 175. - P. 239-252. 63. Peng, X. F., Peterson, G. P., and Wang, B. X. Frictional flow characteristics of water flowing through rectangular microchannels // Exp. Heat Transfer - 1994.-V. 7.- P. 249-264 . 64. Peng, X.F., and Peterson, G.P., Forced convection Heat Transfer of Single-Phase Binary Mixture through Microchannels //J. Experimental Thermal and fluid science.-1996.-V. 1 2 - P. 98-104. 65. Pfahler, J. N., Liquid Transport in Micron and Submicron Size Channels, Ph.D. thesis, Department of Mechanical Engeneering and Applied Mechanics, Univ. of Pennsylvania, 1992. 66. Pride, S. Governing equations for the coupled electromagnetics and acoustics of porous media // Phys. Rev. B. - 1994. -V. 50. - P. 15678-15696. 67. Rahman, M. M., and Gui F., Adv. Electron. Packaging 199, 685 (1993). 68. Rastogi R. P., Srivastava R. C. and Singh S.N. // Chem. Rev. -1993.-V. 93.-P.1945-1990. 69. Ren L., Qu W., Li D. Interfacial electrokinetic effects on liquid flow in microchannels // J. Heat and Mass Transfer.-2001.- V 44.- P. 3125-3134. 70. Ren L., Qu W., Li D. Electro-Viscous Effects on Liqid Flow in Microchannels // J. Colloid. Interf. Sci. -2001-V 2 3 3 - P. 12-22. 71. Revil, A., Leroy, P. Hydroelectric coupling in a clayey material. // Geophys. Res. Lett.-2001.-V. 28.-P. 1643-1646. 72. Revil, A., Naudet, V., Nouzaret, J., Pessel, M. Principles of electrography applied to self-potential electrokinetic sources and hydrogeological applications. // Water Resour. Res.-2003.-V. 39 (5) .—P. 1114. 73. Revil, F, Glower, P.W.J. Nature of surface electrical conductivity in natural sands, sandstones, and clays // J. Geoph. Res. Lett.- 1998.- V.5. -. NO. 5-P.691-694. 74. Revil A., P. A. Pezard, and P. W. J. Glover. Streaming potential in porous media, 1, Theory of the zeta potential // J. Geophys. Res.-1999.—V. 104-P. 20021-20031. 75. Revil A., H. Schwaeger, L.M. Cathles III, and P.D. Manhardt. Streaming potential in porous media, 2, Theory and application to geothermal systems // J. Geophys. Res.-1999. -V. 104.-P. 20033-20048. 76. Revil A., G. Saracco, and P. Labazuy. Volcano-electric effect // J. Geoph. Res. -2003. -V. 108. - P. 2251-2271. 77. Revil A., V. Naudet, J. Nouzaret, and M. Pessel. Principles of electrography applied to self-potential electrokinetic sources and hydrogeological applications, //Water Ressour. Res. 39.-V. 1114.-2003. 78. Revil A., and P.A. Pezard. Streaming electrical potential anomaly along faults in geothermal areas// Geophys. Res. Lett. -1998. -V.25. - P . 3197-3200. 79. Revil A., and P. Leroy. Governing equations for ionic transport in porous shales // J. Geophys. Res.-2004 -V.109. 80. Revil A. and P.W.J. Glover. Theory of ionic conduction in porous media//Phys. Rev. B. -1997-V. 55, № 3.-P.1757-1753. 81. Rice, C.L. and Whithead R. // J. Phys. Chem. - 1965. - V. 69., N 11 .-P. 4017-4022. 83. Rutgers, A. J., DeSmet, M., and Rigole, W. Streaming currents with nonaqueous solutions. // J. Colloid Sci. - 1959. - V.14. - P. 330-335. 84. Sailhac P., and G. Marquis. Analytic potentials for the forward and inverse modeling of SP data caused by subsurface fluid flow.// Geophys. Res. 1.ett-2001.-V.28.-P. 1851-1854. 85. Saracco G., P. Labazuy, and F. Moreau. Localization of self- potential sources in volcano-electric effect with complex continuous wavelet transform and electrical tomography methods for an active volcano.// Geophysical Res. Lett.- 2004.-V.31. 86. Sharma, M. M., Kuo, J. F., and Yen, T. F. Further investigation of the surface charge properties of oxide surfaces in oil-bearing sands and sandstones. // J. Colloid Interface Sci. - 1987. - V. 115. - P.9-16. 87. Sherwood J. D. Streaming potential generated by two-phase flow in a capillary. // Phys. Fluids - 2 0 0 7 - V.19 - P. 12-24. 88. Smit, W. C , Holten, L. M., Stein H. N, de Goedij, J. J. M., Theelen, H. M. J. A radiotracer determination of the sorption of sodium ions by microporous silica films. // J. Colloid Interface Sci. - 1978. - V. 55. - P. 525-530. 89. Smith D., Pivonka P. Theoretical analysis of the influence of a diffuse double-layer on Darcy's law // IUTAM Proceedings on Physicochemical and Electromechanical Interactions in Porous Media.-2005 - P. 289-298. 91. Tadros, Th. F, Lyklema, J. The electrical double layer on silica in the presence of bivalent counter-ions. // J. Electroanal. Chem. Interfacial Electrochem. - 1969. - V. 22. - P. 1-7. 92. Toh, K.C., Chen, X.Y., and Chai, J.C. Numerical Computation of Fluid Flow and Heat Transfer in Microchannels // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2002. - V. 45. - P. 5133-5141. 93. Tuckermann, D. В., and Pease, R. F. W., IEEE Electron. Device 1.ett. 2(5) 126(1981). 94. Wurmstich, В., and F.D. Morgan. Modeling of streaming potential responses caused by oil well pumping. // Geophysics.- 2003.- V.59 -P.46-56. 95. Xuan X., Li D., Analysis of electrokinetic flow in microfluidic networks // J. Micromech. Microeng. -2004 -V. 14. - P . 290-298.
Timur: Уважаемые форумчане! Я являюсь студентом последнего курса магистратуры и столкнулся с проблемой при написании дипломной работы. Тема моей дипломной работы "Поведение разломов (трещин) в резервуаре с добычей". Я знаю что в настоящее время широко используются coupled models с учетом геомеханики. То есть изменения в проницаемости и пористости резервуара зависят от stress-strain состояния, которое меняется с уменьшением давления в порах. В этих моделях используются такие зависимости как Козени-Карман и Козени-Pousseuille. Вопрос: Могут ли использоваться эти же зависимости в целях прогнозирования проницаемости разлома (fault permeability prediction)? Заранее благодарю за помощь.
bne: Лично я встречал в основном gauge модели для проницаемости разломов По ним десятки публикаций, в том числе и свободно лежащих в интеренете
B-N-E-8: Обычно рассматривается объем глин затронутый разломом и делается за него поправка На сей счёи была статья в AAPG
bne: Индрупский Илья Михайлович НОВЫЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО ПОРОВОГО ПРОСТ РАНСТВА Специальность 25.00.17 “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” http://www.ipng.ru/files/_115b13f7-b628-498b-96ff-f95d3f1292c8-IndrupskyIM_autoreview.pdf
bne: V. A. Baikov, L. R. Galiakberova, V. G. Volkov and I. S. Zheltova Petrophysics laws as invariants of filtration model Lobachevskii Journal of Mathematics, 2010, Volume 31, Number 2, Pages 192-197 Abstract In this paper the methods of Lie group analysis are used to investigate symmetry properties of differential equations that describe filtration of a two-phase liquid in a porousmedia. Lie algebra of operators of a group of equivalence transformations is calculated. Invariants with respect to a subgroup of the group of equivalence transformations are used for constructing the functional dependencies which define arbitrary parameters of the model. It is shown that one of the invariants of a subalgebra of operators of equivalence transformations is the Timur’s law, describing a relation between absolute permeability, porosity and residual water saturation. Key words and phrases Lie group analysis of differential equations - equivalence transformations - filtration equations - two-phase filtration Submitted by N.H. Ibragimov
bne: Google навел ненароком на новый патент с дошедшей до авторов с 20 летним опозданием методикой Winland " РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (19) RU (11) 2389875 (13) C1 (51) МПК E21B49/00 (2006.01) (12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУСтатус: по данным на 09.08.2010 - действует (21), (22) Заявка: 2009110646/03, 23.03.2009 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 23.03.2009 (46) Опубликовано: 20.05.2010 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: RU 2219337 C1, 20.12.2003. RU 2119583 C1, 27.09.1998. RU 2149262 C1, 20.05.2000. US 4584874 A, 29.04.1986. US 3896668 A, 29.07.1975. АФАНАСЬЕВ B.C. и др. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промысловогеофизическим данным. Нефтепромысловая геофизика, вып.5, Уфа: БашНИПИнефть, 1975, с.88-94. Адрес для переписки: 426001, г.Ижевск, ул. К. Маркса, 310, кв.32, Г.М. Немировичу (72) Автор(ы): Немирович Геннадий Михайлович (RU), Немирович Татьяна Геннадьевна (RU) (73) Патентообладатель(и): Немирович Геннадий Михайлович (RU), Немирович Татьяна Геннадьевна (RU) (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННОЙ ПОРОДЫ (57) Реферат: Изобретение относится к исследованию скважин, может найти применение при определении геологических свойств породы. Техническим результатом является определение геологических свойств терригенных пород. Способ включает выполнение геофизических исследований скважин, определение на керне фильтрационно-емкостных свойств (Кп-пористость, Кпр-абсолютная проницаемость) вскрытых скважиной пород, обработку всей полученной информации с оценкой геологических свойств и последующим выделением интервалов коллекторов. Моделируется порода, как структурный каркас с различными размерами поровых каналов, формирующими поровое пространство. На основе вышеуказанных представлений определяют форму отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от размеров радиусов пор и диапазонов изменения пористости, устанавливают петрофизические модели отражения геологических характеристик пород. При проведении геофизических исследований разрезов скважин в необсаженных скважинах определяют пористость (Кп) породы. На основе применения петрофизических моделей отражения геологических характеристик пород рассчитывают в каждой скважине и по каждому пласту абсолютную проницаемость (Кпр) с учетом геометрии порового пространства породы, которая является показателем структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее фильтрационно-емкостных свойств, абсолютной и фазовой проницаемости. 4 ил., 1 табл. Изобретение относится к исследованию скважин, может найти применение при определении геологических свойств терригенной породы, в частности, при исследовании неоднородности пород по разрезу и по площади, при определении структурно-минералогической и флюидальной моделей геологической среды с оконтуриванием различных геологических тел и резервуаров, при построении постояннодействующих геолого-технологических моделей месторождений нефти и газа, для рационального размещения скважин и выбора эффективных способов воздействия на залежи/пласты при их разработке. Известен способ определения компонентного состава терригенных пород коллекторов, основанный на обработке данных геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выделение в разрезе скважины интервалов коллекторов, определение глинистости и характера распространения глинистого материала в породе, пористости, абсолютной и фазовой проницаемости [1]. Известный способ реализуется в соответствии с [2] и позволяет определить фильтрационно-емкостные характеристики выделенных в разрезе скважины пластов-коллекторов с применением при обработке показаний каротажа теоретических эмпирических петрофизических моделей и стохастических петрофизических связей, установленных на основе исследования отобранных из скважин в интервалах залегания пород коллекторов образцов кернов и анализа связей типа керн-керн, керн-ГИС и ГИС-ГИС. Известный способ имеет ограничения при определении геологических характеристик пород в связи с тем, что корреляционная связь Кпр=f (Кп) не учитывает геометрию порового пространства и является обобщенной петрофизической моделью пласта. Известен способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств [3]. Способ основан на обработке данных ГИС, использовании петрофизических моделей, учитывающих повышенное содержание в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы. Известный способ имеет ограничения при определении геологических свойств терригенной породы из-за применения в процессе обработки показаний каротажа упрощенных теоретических и стохастических петрофизических моделей, которые применимы для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов, без учета геометрии парового пространства. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин [4], включающий выполнение расширенного комплекса геофизических исследований (ГК-гамма-каротаж, НГК-нейтрон-гамма каротаж, АК-акустический каротаж, ГТК-гамма-гамма каротаж, ПС-метод естественных электрических потенциалов, КС (БК, МБК, МКЗ, ИК, БКЗ, ПЗ, ВИКИЗ) - методы удельного электрического сопротивления, КВ-кавернометрия), обработку полученной информации с целью определения геологических свойств пласта и выделение интервалов коллекторов, моделирование породы как структурного каркаса, формирующего поровое пространство и электрический заряд поровых каналов, определение формы отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в них интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности, выраженных в изменении физических полей методов ГИС (электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания, объемной плотности пород), установлении петрофизических моделей отражения геологических характеристик породы, являющихся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, абсолютной и фазовой проницаемости." http://bd.patent.su/2389000-2389999/pat/servl/servlet7f66.html
bne: Сама по себе идея довольно наивна Поэтому искренне удивило, что вводя гиперболическое уравнение для подобной связи можно таки повысить коэффициент детерминациию
bne: При размытой связи пористость-проницаемость по керну (напрашивается FZI), притом практически не дифференцируемой по имеющимся измерениям разбил ее на пару областей (прямой ипа медианной регрессии) После этого построил уравнения по каждой из областей В итоге большая часть точек на планшетах в коллекторах легла на верхнюю оценку проницаемости
bne: Отзыв на автореферат диссертации Воробьева Владимира Сергеевича: «ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЕСЧАНИКОВ ВЕНДА ПО ДАННЫМ ГИС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ (на примере месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО)», представленной на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых». Актуальность темы диссертации В.С. Воробьева сомнений не вызывает, ибо, не смотря на относительно давний срок развития методов определения проницаемости неоднородных нефтегазовых коллекторов, потенциал развития методов ее оценивания остается все еще неисчерпанным. Развиваемое диссертантом направление ставит своей целью последовательный учет влияния совокупности геологических факторов, технологии измерений геофизических методов и лабораторных анализов керна для их комплексного учета при построении моделей проницаемости изучаемых им коллекторов. Практическое значение работы тесно связано с актуальной проблематикой выделения коллекторов и оценкой их проницаемости сомнения также не вызывает. Полученные диссертантом результаты основаны на широком и последовательном использовании многомерных компьютерных методов, и детальных логико-профессиональных обобщений на представительном эмпирическом материале с привлечением ряда современных технологий и представляются обоснованными. Выбранная автором методика исследований основана на комплексном подходе к изучению поставленной сложной проблемы и позволила всесторонне использовать ранее предложенные подходы и применить их к решению конкретных практических прикладных задач. В отличие от построений, традиционно применяемых в этих случаях (многомерный регрессионный или факторный анализ), диссертант оригинально сочетает методику попарных интерпретаций данных каротажа с последующим осреднением полученных результатов. Полученный в итоге результат прогноза проницаемости впечатляет и заставляет всерьез задуматься о причине подобного успеха. К сожалению, из текста автореферата не очевидны детали алгоритма рекомендуемого осреднения результатов. В частности неясна вариабельность коэффициентов осреднения и учет при их определении дополнительной априорной или привлекаемой информации. Также неясно проводилась ли эталонировка данных каротажа и по какому алгоритму. Кроме того из текста автореферата автор отзыва не смог понять каким образом диссертантом учитывается разная разрешающая способность методов каротажа и керна, значимая с учетом неоднородности изучаемых объектов и если проводится осреднение то по какому алгоритму. За рамки автореферата вышли и оценки устойчивости получаемых результатов при вариации обучающей выборки и их сравнение с такими алгоритмами как регрессионный анализ и какие-либо нейронные сети, хотя вряд-ли подобное пожелание применимо к диссертации, ориентированной не на разработку математических алгоритмов, а на получение геологических результатов. Отмечу, что оригинальные публикации англоязычных авторов указываются в тексте автореферата примерно с той же частотой и энтузиазмом, с которыми англоязычные авторы ссылаются на русскоязычные публикации. Против такой версии симметричного ответа возражать не хочется. Резюмируя, можно констатировать, что работа представляет собой законченное обобщение целого комплекса работ по оценке проницаемости изучаемых коллекторов, удовлетворяет требованиям, предъявляемым ВАК к диссертациям на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, основные положения диссертации опубликованы в открытой печати. На основании изложенного считаю, что Воробьев Владимир Сергеевич объективно заслуживает присуждения ему искомой ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых». . Главный петрофизик «ЗАО "Пангея» к.т.н. Еникеев Б.Н.
bne: Sandstone diagenesis of the Neogene Surma Group from the Shahbazpur Gas Field, Southern Bengal Basin, Bangladesh M. Julleh Jalalur RAHMAN , Tom McCANN , Rashed ABDULLAH & Rumana YEASMIN Abstract This study examines the various diagenetic controls of the Neogene Surma Group reservoir sandstones encountered in the Shahbazpur-1 petroleum exploration well from the southern part of the Bengal Basin, Bangladesh. The principal diagenetic minerals in the Surma Group sandstones are quartz overgrowths, Fe-carbonates (mainly Fe-calcite) and authigenic clay minerals dominantly chlorite, illite-smectite and mnor kaolinite. Compaction played a more extensive role than cementation in destroying primary porosity. Cementation was important in drastically reducing porosity and permeability in sandstones at depths of 1796.5, 2015.5 and 3019 m and is typically poikilotopic, pore-filling blocky Fe-calcite cement. Illite-smectite and chlorite occur as pore-filling and porelining authigenic phases. Sandstones having good porosities (20% to 30%) and high permeabilities (20 mD to 415 mD) are well sorted, and tend to be relatively coarse grained and more loosely packed with better rounded grains. They are typically found at depths ranging from ~2290 m to 3411 m. These high quality reservoir rocks are, however, not uniformly distributed resulting in compartmentalization of the reservoir-quality units, which are interbedded with sandstone layers showing low to moderate porosity (1 to <20%) and low permeability (0.6 to 4.5 mD). These sandstones are typically poorly sorted, strongly compacted and contain significant higher proportions of cements. Diese Arbeit untersucht die unterschiedliche diagenetische Kontrolle von Reservoirqualitäten der Sandsteine der neogenen SurmaGruppe aus der Shahbazpur-1 Explorationsbohrung im südlichen Teil des Bengal Beckens in Bangladesh. Die prinzipiellen diagenetischen Minerale in den Sandsteinen der Surma-Gruppe sind Quarz-Anwachssäume, eisenführende Karbonate (vor allem Fe-Calcit) und authigene Tonminerale, vor allem Chlorit, Illit-Smectit und Kaolinit. Kompaktion spielte die Hauptrolle in der Reduktion der primären Porositäten. Zementation reduzierte Sandstein-Porositäten und -Permeabilitäten drastisch in Tiefen von 1796,5, 2015,5 und 3019 m, typischerweise als poikolotopischer, porenfüllender Fe-Calcit-Blockzement ausgebildet. Illit-Smectit und Chlorit treten als porenfüllende und porenauskleidende authigene Phasen auf. Sandsteine mit guten Porositäten (20 bis 30%) und hohen Permeabilitäten (20 md bis 415 mD) sind gut sortiert und vor allem grobkörnig, nicht dicht gepackt mit besser gerundeten Körner. Sie finden sich typischerweise in Tiefen von ~2290 m bis ~3411 m. Diese hochqualitativen Reservoirgesteine sind allerdings nicht durchgehend ausgebildet, die Reservoirqualitäten sind durch Kompartimentierungen eingeschränkt. Diese Sandsteinzwischenlagen zeigen geringe bis mäßige Porositäten (1 bis <20%) und geringe Permeabilitäten (0.6 bis 4.5 mD). Diese Sandsteine sind typischerweise schlecht sortiert, stark kompaktiert und beinhalten signifikant höhere Anteile an Zementphasen.
bne: Lobachevskii Journal of Mathematics Volume 31, Number 2 (2010), 192-197, DOI: 10.1134/S1995080210020095 Petrophysics laws as invariants of filtration model V. A. Baikov, L. R. Galiakberova, V. G. Volkov and I. S. Zheltova In this paper the methods of Lie group analysis are used to investigate symmetry properties of differential equations that describe filtration of a two-phase liquid in a porousmedia. Lie algebra of operators of a group of equivalence transformations is calculated. Invariants with respect to a subgroup of the group of equivalence transformations are used for constructing the functional dependencies which define arbitrary parameters of the model. It is shown that one of the invariants of a subalgebra of operators of equivalence transformations is the Timur’s law, describing a relation between absolute permeability, porosity and residual water saturation. Key words and phrases Lie group analysis of differential equations -
viking23: получаются они через алгебру пространств ЛИ подвержают какой-то закон Тимура, о связи пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности? А где по подробнее узнать про это закон?
БНЕ_Home: о линейной комбинации логарифмов проницаемости, пористости и остаточной водонасыщенности Это статистическое уравнение с варьируемыми по объектам константами при логарифмах Думаю тут не закон природы ;-) По сути речь идет от относительных величинах
viking23: я пока в этом не сильно разбираюсь, но не видел ни одного графика, где есть четкая(пусть логарифмическая зависимость одного параметра от другого. везде есть разброс. и петрофизических законов, даже для относительных величин я не припоминаю:). А зависимостей много..
bne: На самом деле дифф уравнения и непрерывные группы появляются в петрофизике (в задачах оценки проводимости), но там вводится параметр аналогичный масштабу И по сути предполагается некая схема иерархии Поэтому статистический разброс там не важен и не критичен для модельного построения
Sergu: В. А. БАЙКОВ, В. Г. ВОЛКОВ, Л. Р. ГАЛИАКБЕРОВА, И. С. ЖЕЛТОВА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ КАК ИНВАРИАНТЫ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ http://www.ugatu.ac.ru/publish/vu/stat/ugatu-2010-1(37)/28.pdf
viking23: ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТЫХ СРЕД Предложена формула проницаемости породы, аппроксимированной извилистыми трубками. Обнаружен параметр, однозначно связывающий теоретические проницаемости, получаемые по данным керна, с теоретическими проницаемостями, получаемыми по данным гидродинамических исследований скважин. Приведена классификация типов скоростей ламинарного установивше- гося движения ньютоновских жидкостей в пористой среде. Показано сходство фильтрационного течения с течением Гагена–Пуазейля. Это в 5 каротажнике за 2012. Как то всё очень гладко, Автор наверно специальные породы выбирал.
bne: Исходных проблем (как их ставит автор) я не вижу - не согласен с ним Первая часть стандартная А вот с чего он решил рассматривать вместо осреднения по объему осреднение капилляров выходящих на скважину мне непонятно Похоже он путает проницаемость и гидропроводность Интересно что статья не отрецензирована (в отличии от других)
bne: Vertical-Horizontal Permeability Relationships for Sandstone Reservoirs Authors Philip C. Iheanacho, SPE, African University of Science and Technology; Djebbar Tiab, SPE, University of Oklahoma; and Alpheus O. Igbokoyi, SPE, African University of Science and Technology Source Nigeria Annual International Conference and Exhibition, 6-8 August 2012, Lagos, Nigeria ISBN 978-1-61399-210-4 Copyright 2012. Society of Petroleum Engineers Abstract One of the important petrophysical parameter in reservoir description is the permeability distribution in a given reservoir. It is well known that most reservoir are heterogeneous in nature and homogeneous ones being the few exceptions. Therefore, most reservoirs exist with different degree of permeability anisotropy and reservoir heterogeneity. This work investigates the relationship between vertical and horizontal permeability in sandstone reservoirs. Various petrophysical properties were estimated from core and log data obtained from a Niger-Delta sandstone reservoir. New and improved correlations between vertical permeability, horizontal permeability, effective porosity and shale fraction were developed for the zones that were analyzed. These correlations show that there is a strong relationship between vertical permeability, horizontal permeability, effective porosity, and shale fraction for the different zones that were analyzed and that these correlations are affected by the number of flow units in each zone.
bne: Насколько я понял исходная идея - серийная модель с чередованием сжатий и расширений http://www.ogbus.ru/authors/AkhmetovRT/AkhmetovRT_1.pdf
viking23: интересно, авторы потом как частный случай выводят остальные уравнения(тимура). Статья дает что-то новое? ведь ссылок не густо(2)..
БНЕ_Home: У меня впечатление, что автор ближе к практике чем к теории Про ограничения моделей (в том числе серийных) он IMHO в теме не больше чем Сапожников из Екатеринбурга У него еще пара статей по той же теме есть, но у меня нет к ним доступа (фирма не любит подписываться, а я редко бываю в чужих библиотеках)
bne: Более того, соавтор Леонид Ефимович Кнеллер Придется разбираться с этим Но пока впечатление отсутствия теории и слабой экспериментальной базы
bne: Special Topics & Reviews in Porous Media - An International Journal DOI: 10.1615/SpecialTopicsRevPorousMedia.v4.i1.60 pages 57-67 A NEW CORRELATION TO ESTIMATE PERMEABILITY IN CARBONATE ROCKS USING MERCURY INJECTION CAPILLARY PRESSURE DATA Mohammad Ahmadi IOR Research Institute, National Iranian Oil Company, Tehran, Iran Sadegh Fathollahi National Iranian South Oil Company, Ahwaz, Iran Amin Ghafory Pars Oil and Gas Company, Tehran, Iran Emad Roayaei IOR Research Institute, National Iranian Oil Company, Tehran, Iran ABSTRACT The mercury injection capillary pressure (MICP) technique provides us with valuable information about the pore throat sizes and distribution and also the entry pressure of rocks; therefore many researchers made use of its data to estimate permeability. Most of these models need some graphical or curve fitting task to get the required parameters for estimating permeability and/or they suffer from inaccuracy in low permeability rocks. This work is aimed at getting easier and better estimation of permeability in the case of low permeability carbonate rocks. By the use of regression analysis, a correlation between permeability, porosity, and a new defined parameter (the area above the log-log plot of capillary pressure vs saturation, Alog _ log) has been found. The correlation is simple, easy to use, and works well in low permeability carbonate rocks where the ambiguous network structure of the pore system makes the estimation severely complex.
bne: A permeability–porosity relationship for mudstones Yunlai Yang, Andrew C. Aplin The relationship between permeability and porosity for fine-grained clastic sediments (‘‘mudstones’’) is a key constitutive equation for modelling subsurface fluid flow and is fundamental to the quantification of a range of geological processes. For a given porosity, mudstone permeability varies over a range of 2–5 orders of magnitude. We show here that much of the range can be explained by variations in lithology, which we define simply and pragmatically by clay content (mass fraction of particles less than 2 microns in diameter). Using clay content as the quantitative lithology descriptor, we have used a dataset (clay content range of 12–97%; porosity range of 0.04–0.78; six orders of magnitude permeability range) comprising 376 data points to derive a new bedding perpendicular permeability (K, m2), e= porosity/(1-porosity) relationship as a function of clay content (CF): At a given porosity, the inclusion of the quantitative litho- logical descriptor, clay content reduces the predicted range of permeability from 2 to 5 orders of magnitude to one order. Marine and Petroleum Geology 27 (2010) 1692–1697
bne: Тут рисуется правая ветка связи пористость - глинистость
bne: В. П. Бушланов, Е. Н. Сентякова, И. В. Бушланов О топологической зависимости коэффициента проницаемости в законе Дарси V. P. Bushlanov, E. N. Sentyakova, I. V. Bushlanov ABOUT A TOPOLOGICAL DEPENDENCE OF THE PERMEABILITY FACTOR IN DARCY RULE . Из осредненных уравнений гетерогенной среды Р. И. Нигматулина предложена зависимость коэффициента проницаемости от удельной поверхности и пористости сучетом параметров отражающих формы слагающих пористую среду частиц. Указана зависимость коэффициента проницаемости от абсолютного значения давления на поверхности пор. В качестве примеров вычислены коэффициенты проницаемости пористых сред, образованных частицами простых геометрических форм. Ключевые слова: закон фильтрации Дарси, коэффициент проницаемости, удельная поверхность. The dependence of the permeability factor on the absolute value of pressure upon surfaces of pores is given. The permeability factors of porous environments, formed by particles with simple geometrical forms are calculated as examples. Key words: Darcy rule, permeability factor, specific surface. ISSN 2073-1574.Вестник АГТУ Серия морская техника и технология. 2012. № 1
bne: 2D and 3D imaging resolution trade-offs in quantifying pore throats for prediction of permeability L.E. Beckinghama, C.A. Peters,W.Umb, K.W. Jones, W.B. Lindquist Advances in Water Resources 62 (2013) 1–12 abstract Although the impact of subsurface geochemical reactions on porosity is relatively well understood, changes in permeability remain difficult to estimate. In this work, pore-network modeling was used to predict permeability based on pore- and pore-throat size distributions determined from analysis of 2D scanning electron microscopy (SEM) images of thin sections and 3D X-ray computed microtomography (CMT) data. The analyzed specimens were a Viking sandstone sample from the Alberta sedimentary basin and an experimental column of reacted Hanford sediments. For the column, a decrease in permeability due to mineral precipitation was estimated, but the permeability estimates were dependent on imaging technique and resolution. X-ray CT imaging has the advantage of reconstructing a 3D pore network while 2D SEM imaging can easily analyze sub-grain and intragranular variations in mineralogy. Pore network models informed by analyses of 2D and 3D images at comparable resolutions produced permeability estimates with relatively good agreement. Large discrepancies in predicted permeabilities resulted from small variations in image resolution. Images with resolutions 0.4 to 4lm predicted permeabilities differing by orders of magnitude. While lower-resolution scans can analyze larger specimens, small pore throats may be missed due to resolution limitations, which in turn overestimates permeability in a pore-network model in which pore-to-pore conductances are statistically assigned. Conversely, high-resolution scans are capable of capturing small pore throats, but if they are not actually flow-conducting predicted permeabilities will be below expected values. In addition, permeability is underestimated due to misinterpreting surface-roughness features as small pore throats. Comparison of permeability predictions with expected and measured permeability values showed that the largest discrepancies resulted from the highest resolution images and the best predictions of permeability will result from images between 2 and 4lm resolution. To reduce permeability underestimation from analyses of high-resolution images, a resolution threshold between 3 and 15lm was found to be effective, but it is not known whether this range is applicable beyond the samples studied here
bne: NURMI, ROY D., Schlumberger-Doll Research, Ridgefield,CT Diagenetic Effects and Pore System Evolution Permeability/porosity relations obtained from core measurements and well logs from numerous sandstone pear 10 have accumulated largely from submarine cementation of products of in-silu origin, in a setting of slower currents and possibly reduced oxygen levels on a bottom that may have been shallow enough to extend at times into the lower photic zone. NEWTON. CATHRYN R., Univ. California at Santa Cruz, Sama Cruz, CA, and HENRY T. MULLINS, Moss Landing Marine Laboratories and San Jose State Univ., Moss Landing, CA Fauna! Succession Within Deep-Water Coral Mounds North of Little Bahama Bank Deep-water coral mounds of 5 to 40 m relief occur at depths of 1,000 to 1,300 mover a 2,500 sq km area of the lower slope north of Little Bahama Bank. These coral/gorgonian buildups, apparently unlithificd, have yielded radiocarbon ages of 860 ± 50 and 940 ± 40 years for the best preserved corals and gorgonians, and preliminary dales of 22,100 years for the most intensively bored corals, the youngest deep-water coral mounds ever reported. Eight genera of deep-water coral represent the highest diversity recorded from a single locality. These ahermatypes arc predominantly solitary, although branching and weakly branched forms are also present. The col- above the medial limestone. Conglomeratic lenses {Rock Canyon Conglomerate) derived from the west and southwest arc equivalent lo both the Permian and Triassic sediments representing a major eroslonal cycle after the last retreat of the Permian seas and the advance of the Middle Triassic seas. The Timpoweap Member, Moenkopi Formation, was deposited on top of the underlying limestones and conglomerates developing a horizontal plane. It thins :o a featheredge west of the Hurricane Cliffs and cast of the Utah-Arizona state line suggesting that a positive area was present west of the Hurricane Cliffs during the Early Triassic. Thinning of the lower Red Member of the Moenkopi Formation also occurs west of the Hurricane Cliffs but in places it is absent, reflecting the topographic nature of the Permian and Triassic boundary'- 1' was not until the deposition of the Virgin Limestone member of ;he Moenkopi Formation that Triassic seas covered the western pari of Utah. NURMI, ROY D„ Schlumberger-Doll Research, Ridgefield, CT Diagenetic Effects and Pore System Evolution Permeability/porosity relations obtained from core measurements and well logs from numerous sandstone hydrocarbon reservoirs in North America were used lo quantitatively study diagenetic alterations of pore systems. Results were most favorable for rocks in which no early cementation or secondary replacement occurred and for which the pore system could be characterized sedimentologically. Geologic modeling of permeability/porosity crossplots may reveal secondary permeability that results from microstruc-lural damage, fracturing, and/or directional dissolution. Secondary permeability type may be determined from examination of the core or porecasls. Analyses of permeability/porosity crossplois may establish the relative timing of the various diagenetic modifications. AAPG Bulletin Volume: 65 (1981) Issue: 5. (May) pp.965-966 Title: Diagenetic Effects and Pore System Evolution: ABSTRACT Author(s): Roy D. Nurmi Article Type: Meeting abstract Abstract: Previous HitPermeabilityNext Hit/Previous HitporosityNext Hit relations obtained from core measurements and well logs from numerous sandstone hydrocarbon reservoirs in North America were used to quantitatively study diagenetic alterations of pore systems. Results were most favorable for rocks in which no early cementation or secondary replacement occurred and for which the pore system could be characterized sedimentologically. Geologic modeling of Previous HitpermeabilityNext Hit/Previous HitporosityNext Hit crossplots may reveal secondary Previous HitpermeabilityNext Hit that results from microstructural damage, fracturing, and/or directional dissolution. Secondary Previous HitpermeabilityNext Hit type may be determined from examination of the core or porecasts. Analyses of Previous HitpermeabilityNext Hit/Previous HitporosityTop crossplots may establish the relative timing of the various diagenetic modifications. End_of_Article - Last_Page 966------------ Это описание кросс-плота для карбонатов (впоследствии напечатанного в "Н-Г обозрении" Schlumberger)
БНЕ_Home: В Petrophysics December 2014 попытка реанимировать Бурдайна для полностью насыщенной породы Якобы проницаемость надежно рассчитывается, если извилистость вводить через параметр пористости Не сильно верится, что без настройки это получается С настройкой я и сам умею
bne: министерство природных ресурсов и экологии РОССИЙСКОЙ ФБДКРАЦИИ (МИ1ГП|)1ф№(М РОССИИ) ПРИКАЗ 15.05.2014 гМ0СКВЛ .ь218 Об утверждении Порядка определении показателей проницаемости и эффект иной пефтснасыщенноп толщины плпетя по залежи углеводородного сырья В соответствии со статьей 342.2 части шорой Налогового кодекса Российской Федерации (Собрание -мконодатепьствя Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2013, № 30, ( ч.Г) ст. 4046), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 мая 2008 г. № 404 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 22, ст. 2581; 2008; № 42, ст. 4825; 2008, № 46, ст. 5337; 2009, № 3, ст. 378; 2009, № 6, ст. 738; 2009, № 33, ст. 4088; 2009, № 34, ст. 4192; 2009, № 49, ст. 5976; 2010, № 5, ст. 538; 2010, № 10, ст. 1094; 2010, № 14, ст. 1656; 2010, № 26, ст. 3350; 2010, № 31, ст. 4251; 2010, № 31, ст. 4268; 2010, № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст.888; 2011, № 14, ст. 1935; 2011, № 36, ст. 5149; 2012, № 7, ст. 865; 2012, № 11, ст. 1294; 2012, № 19, ст. 2440; 2012, № 28, ст. 3905; 2012, № 37, ст. 5001; 2012, № 46, ст. 6342; 2012, № 51, ст. 7223; 2013, № 16, ст. 1964; 2013, № 24, ст. 2999; 2013, № 28, ст.3832; 2013, № 30, ст. 4113; 2013, К» 33, ст. 4386; 2013, Яв 38, от. 4827; 2013, № 44, ст. 5759; 2013, № 45, ст. 5822; 2013, № 46, ст. 5944; 2014, № 2, ст. 123; 2014, № 16, ст.1898), приказы раю: Утвердить прилагаемый Порядок определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья. Исполняющий обязанности Министра Д.Г.Храмов .................. 6. Результаты государственной экспертизы запасов, в том числе и значении среднего коэффициента проницаемости н средней эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи УВС указывается пользователем недр при предоставлении соответствующей статистической отчетности о состоянии изменения запасов углеводородного сырья. 7. Результаты государствениой экспертизы запасов, в том числе и приведенные в экспертном заключении значения среднего коэффициента проницаемости и средней эффективной нефтенасьщенной толщины пласта, являются основанием для внесения соответствующих изменений в государственный баланс запасов полезных ископаемых. 8. В качестве параметра проницаемости используется параметр -абсолютная газопроницаемость. 9. С целью исключения влияния процента выноса и способа сбоpa образцов керна, средняя по залежи абсолютная газопроницаемость определяется поданным геофизических исследований скважин (далее - ГИС) через среднюю по залежи пористость с использованием двухмерных петрофизнческнх связей проницаемости от пористости или от пористости и других параметров (например, глинистости, сопротивления, остаточной водоиасьиценности). 10. Среднее по залежи значение показателей пористости определяется поданным ГИС. 11. Пстрофизические связи проницаемости от пористости строятся по данным исследования керна. При построении петрофизнческих связей Knp=F(Kп), где Кпр-коэффнциснт проницаемости, Кп - коэффициент пористости, выполняются следующие требования: - используются образцы керна, равномерно освещающие пласт по площади и разрезу и отобранные из интервалов, где вынос керна составляет не менее 75%; - количество образцов керна для зависимости составляет не менее 30; - образцы керна характеризуют весь диапазон изменения пористости и проницаемости; - уравнение пстрофизической связи Кпр-F(Кп) подбирается из условия максимального коэффициента корреляции R; - при R<0.6 определение проницаемости но уравнению Кпр=F(Кп) не производится; в этом случае используются миошмерные пстрофизические связи проницаемости с другими параметрами (пористость, глинистость, сопротивление.
bne: 1) По газу и никакого тебе Клинкенберга или автоматом? 2) Осреднение арифметическое Веселая публика документы готовит
bne: Acta Geod Geophys (2015) 50:461 Evaluation of hydraulic conductivity in shallow groundwater formations: a comparative study of the Csokas' and Kozeny-Carman model N. P. Szaho • K. Kormos • M. Dobrdka Abstract The Kozeny-Carman equation has achieved widespread use as a standard model for estimating hydraulic conductivity of aquifers. An empirically modified form applicable in shallow formations called Csokas' formula is discussed, which is based on the relation between the effective grain-size and formation factor of freshwater-bearing unconsolidated sediments. The method gives a continuous estimate of hydraulic conductivity along a borehole by using electric and nuclear logging measurements without the need of grain-size data. In the first step, synthetic well-logging data sets of different noise levels are generated from an exactly known petrophysical model to test the noise sensitivity of the Csokas' method and to assess the degree of correlation between the results of Csokas' and Kozeny-Carman model. In the next step, borehole logs acquired from Hungarian sites are processed to make a comparison between the Csokas' formula and the Kozeny-Carman equation including grain-size data measured on rock samples. The hydraulic conductivity logs derived separately from the Csokas' and Kozeny-Carman formulae show reliable interpretation results, which are also validated by the Hazen's formula and statistical factor analysis. The fundamental goal of Professor Csokas' research was to derive some useful hydraulic parameters solely from well-logging observations. This idea may be of importance today since the input parameters can be determined more accurately by advanced measurement techniques. Hence, the Csokas' formula may inspire the hydrogeophysicists to make further developments for a more efficient exploration of groundwater resources.
bne: Prediction of permeability of monodisperse granular materials with a micromechanics approach Rongwei Yang, Eric Lemarchandb, Teddy Fen-Chong Kefei Li Prediction of the permeability of porous media is of vital importance to such fields as petroleumengineering, agricultural engineering and civil engineering. The liquid water within unsaturated granular materials is distinguished as the intergranular layer, the wetting layer and the water film. By means of the micromechanics approach, a physical conceptualmodel is developed to predict the permeability (intrinsic and relative permeabilities) of themonodisperse granular materials. The proposedmodel has been validated by comparing the available experimental data and the empirical models, and has been used to re-interpret the Kozeny–Carman's relation in particular. The results obtained with this model show that the intergranular waterwill dominate the flow transport when the saturation degree is higher than the residual saturation degree; when the saturation degree is belowthe residual saturation degree, the wetting layerwill govern the flowtransport and the relative permeability will decrease by 3 to 8 orders of magnitude depending on the connectivity of the wetting layer.
bne: Громоздко, хотя и подъёмно Но на мой вкус бессмысленно инграть в подобный формализм
bne: Calibration of a fractal model relating porosity to permeability and its use for modeling hydrothermal transport processes in the Perth Basin, Australia Jan Niederau Institute for Applied Geophysics and Geothermal Energy, E.ON Energy Research Center, RWTH Aachen University, Germany Energy Procedia 59 ( 2014 ) 293 – 300 Abstract Numerical modeling of geothermal systems requires the best possible knowledge of porosity and permeability within the geothermal reservoir. The deep Jurassic Yarragadee Aquifer in the Perth Basin consists of various different lithofacies but is characterized by a high average permeability and the likely occurrence of free convection, making this Aquifer to a promising low-medium enthalpy geothermal reservoir unit. We define a log(permeability) - porosity model based on a combination of the Kozeny-Carman equation and fractal theory and calibrate it by nonlinear regression using a least-squares approach to the Yarragadee Aquifer in the Perth Basin. For the calibration, we use over 100 measurement pairs of porosity and permeability from three boreholes in the vicinity of our model domain. The calibrated model reasonably covers the control of lithofacies on permeability. ============================== Забавно Из 100 образцов нашлась одна точка с пористостью 1% (у следующей уже около 7%) и по этой выборке подтвердили то, что назвали фрактальной моделью (5-ть коэффициентов) претенциозно халтурить и в ФРГ и в Австралии никто не запрещает ;-)
bne: Pore Space Connectivity and the Transport Properties of Rocks Yves Bernabé, Min Li, Yan-Bing Tang and Brian Evans Abstract — Pore connectivity is likely one of the most important factors affecting the permeability of reservoir rocks. Furthermore, connectivity effects are not restricted to materials approaching a percolation transition but can continuously and gradually occur in rocks undergoing geological processes such as mechanical and chemical diagenesis. In this study, we compiled sets of published measurements of porosity, permeability and formation factor, performed in samples of unconsolidated granular aggregates, in which connectivity does not change, and in two other materials, sintered glass beads and Fontainebleau sandstone, in which connectivity does change. We compared these data to the predictions of a Kozeny-Carman model of permeability, which does not account for variations in connectivity, and to those of Bernabé et al. (2010, 2011) model, which does [Bernabé Y., Li M., Maineult A. (2010) Permeability and pore connectivity: a new model based on network simulations, J. Geophys. Res. 115, B10203; Bernabé Y., Zamora M., Li M., Maineult A., Tang Y.B. (2011) Pore connectivity, permeability and electrical formation factor: a new model and comparison to experimental data, J. Geophys. Res. 116, B11204]. Both models agreed equally well with experimental data obtained in unconsolidated granular media. But, in the other materials, especially in the low porosity samples that had undergone the greatest amount of sintering or diagenesis, only Bernabé et al. model matched the experimental data satisfactorily. In comparison, predictions of the Kozeny-Carman model differed by orders of magnitude. The advantage of the Bernabé et al. model was its ability to account for a continuous, gradual reduction in pore connectivity during sintering or diagenesis. Although we can only speculate at this juncture about the mechanisms responsible for the connectivity reduction, we propose two possible mechanisms, likely to be active at different stages of sintering and diagenesis, and thus allowing the gradual evolution observed experimentally.
bne: Публика так и не освоила, что априорные и статистические модели это нечто разное И что типы образцов и выборки задают свою специфику
bne: Fundamental Transport Property Relations in Porous Media Incorporating Detailed Pore Structure Description Carl Fredrik Berg · Rudolf Held Abstract In this article, we present fundamental transport property relations incorporating direct descriptors of the pore structure.The pore structure descriptors are defined from streamline decomposition of the numerical solutions of the transport equations. These descriptors have been introduced earlier, while the calculations are extended to voxel-based microstructures in this article. The pore structure descriptors for the respective transport equations are used in turn to obtain rigorous cross-property relations for porous media. We derive such cross-property relations exemplarily for computed tomography (CT) data and digital rock models of Fontainebleau sandstone, and CT data of two reservoir sandstone facies. Pore structure parameterizations of these porous media are given for electrical conductance and fluid permeability in themicrostructure, yielding correlations for the transport property-dependent descriptors of effective porosity, tortuosity and constriction. These relations are shown to be well-correlated functions over the range of sample porosities for the Fontainebleau sandstone. Differences between the outcrop Fontainebleau sandstone and the reservoir samples are observed mainly in the derived hydraulic length descriptor. A quantitative treatment of the obtained cross-property functions is provided that could be applied for porous medium сharacterization. It is suggested that such cross-property investigation honoring the detailed microstructure will lead to more fundamental relations between porous medium properties, which could be exploited for example in rock typing or wire-line log interpretation.
bne: проницаемости с её оценкой (по пористости, квадратом радиуса и параметром пористости) у них просто в линеечку
bne: The Revised Kozeny-Carman Equation: a practical way to improve permeability prediction in the Kozeny-Carman equation through pore-size distribution. Nattavadee Srisutthiyakorn and Gary Mavko, Stanford University Summary The motivation of this work is to acquire insights into the influence of various aspects of pore geometry on permeability prediction. Currently, the Kozeny-Carman (KC) equation lacks parameters that allow the accurate prediction of permeability, as is illustrated by the sinusoidal pipe examples shown in this paper. We show that the pore size distribution and the apparent radius (i.e. the crosssectional shape along the pore) are two important parameters needed to predict permeability in porous media accurately. We then propose the revised Kozeny-Carman equation, which includes these two parameters, and show that the correction significantly improves the permeability prediction. The correction uses the geometry of the porous media from 3-D µXCT segmented binary images to obtain the pore size distribution and the apparent radius. In this study, we conducted numerical simulations using Lattice Boltzmann simulation (LBM) on 3-D binary segmented images to obtain streamlines extracted from a local flux, which is the output from LB simulation. Then, we computed pore size distribution along the streamlines using the distance map in the binary images. Numerical simulations were performed on sinusoidal pipes, simple cubic packs, face-centered cubic packs, Finney packs, Fontainebleau sandstones, and Bituminous sands. ФЬЫУП-2017
bne: Correlation Between Microstructure and Flow Behavior in Porous Sandstones S. Baraka-Lokmane,1;2 I. G. Main,3 B. T. Ngwenya,3 S. C. Elphick,3 C. Jones,4 and S. A. Hamilton1 1Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, Edinburgh UK 2School of Environment and Technology, University of Brighton, Brighton, UK 3School of GeoSciences, University of Edinburgh, UK 4Weatherford Production and Completion Systems Expandable Technology, Aberdeen UK Abstract: The correlation between permeability and petrographical parameters in cored samples can be used by extrapolations to predict permeability in uncored intervals. The core analysis described here is concerned with the study of fluidrock interactions in rock samples from three sandstone reservoirs, in particular the effect of petrographical parameters on flow behavior. A positive correlation between liquid permeability and the volume fraction of silica is clearly demonstrated. Liquid permeability was correlated using multivariate regressions to one to five petrographical parameters, the results of which have useful application in the estimation of reservoir permeability where samples are not available for experimental testing. Статья 8-ми летней давности, но с интересными данными (правдв всего по 14 образцам)
bne: Permeability of porous media: role of the critical pore size Naoki Nishiyama, and Tadashi Yokoyama Abstract The knowledge of the permeability of porous media is crucial to understand fluid flow in various natural and artificial materials. Due to the complex nature of pore structure, the pore characteristic (porosity, pore radius) determining the permeability has long been under discussion. Here, we determined the critical pore radius, which is the radius of the largest sphere that can freely pass through a porous medium, using the water-expulsion method, an experimental technique measuring the pressure at which gas passes through a water-saturated porous medium. We demonstrate that the critical pore radius correlates well with the permeability for a variety of porous granular media and volcanic products with an extensive range of porosities (0.71%–50%) and permeabilities (10−20–10−10 m2). We also obtained a porosity–critical pore radius–permeability relationship that provides a better prediction of the permeability compared with predictions obtained by previous correlations. 2017 American Geophysical Union
bne: Авдусин П.П., Батурин В.П., Варова З.В. Опыты определения влияния минералогического состава песков на фильтрацию через них нефти. Нефт. хоз-во, № 1, 1937. Авдусин П.П., Цветкова М.А. Зависимость между структурой коллекторов нефти и их фильтрующей способностью. Докл. Акад. наук № 7, 1947. Авдусин П.П., Цветкова М.А. О классификации пород коллекторов нефти. Докл. Акад. наук СССР, т. 41, № 2, 1943. Авдусин П.П., Цветкова М.А. О структуре поровых пространств песчаных коллекторов нефти. Докл. Акад. наук СССР, т. 20, № 2-З, 1938.
bne: Deciphering multiple controls on reservoir quality and inhibition of quartz cement in a complex reservoir: Ordovician glacial sandstones, Illizi Basin, Algeria MARTIN WELLS1*, PHILIP HIRST1, JON BOUCH2, EMMA WHEAR2 & NIGEL CLARK1 Abstract: Late Ordovician (c. 445 Ma) glacial sandstones form important gas reservoirs in the Illizi Basin, SW Algeria. These reservoirs have a high degree of depositional and diagenetic complexity, such that understanding and predicting reservoir quality (RQ) presents a major challenge to their economic development. Porosity is typically 1–10%, but reaches up to 15% and permeability is typically ,10215 m2 (,1 mD), but locally reaches .10213 m2 (.100 mD). The key questions addressed herein concern the development and distribution of this RQ variability, specifically why has good RQ been locally preserved? Primary depositional fabric exerts a strong control on RQ. Muddy sandstones are either highly compacted or pervasively cemented by quartz and microporous illite, and have very poor RQ. Only fine- to medium-grained, moderately well sorted, clean sandstones can contain good RQ, but texturally and mineralogically similar sandstones span a wide range of porosity and permeability. This range is primarily driven by the degree of quartz cementation, with incomplete cementation resulting in the best RQ. Quartz overgrowths in incompletely cemented clean sandstones are patchy and non-luminescent in scanning electron microscopy with cathodoluminescence (SEM-CL), possibly indicating slow growth rates. There is tentative evidence to link incomplete quartz cementation with oil charging of the reservoir. An alternative or additional explanation of RQ preservation may be related to limited silica supply in the centres of the thickest, stacked, clean sandstones, where the better RQ tends to reside. The results of this study imply that sustained high-energy depositional processes, coupled with an early oil charge, are prerequisites for retaining the best RQ. This has important implications for the exploration and development of Late Ordovician glacial sandstones in the Illizi Basin, and potentially similar plays elsewhere. GOOGLE TRANSLATE Расшифровка нескольких элементов управления качеством и ингибированием коллектора кварцевого цемента в сложном резервуаре: ордовикский ледниковый песчаники, бассейн Иллизи, Алжир Аннотация: ледниковые песчаники позднего ордовика (около 445 млн. Лет) образуют важные газовые резервуары в Иллизи, SW Алжир. Эти резервуары имеют высокую степень осаждения и диагенетические сложность, так что понимание и прогнозирование качества коллектора (RQ) представляет собой серьезную проблему к их экономическому развитию. Пористость обычно составляет 1-10%, но достигает 15% и проницаемости обычно составляет 10215 м2 (1 мД), но на месте достигает 10213 м2 (100 мД). Ключ вопросы, рассматриваемые здесь, касаются разработки и распространения этой изменчивости RQ, в частности почему хороший RQ был локально сохранен? Первичная осаждающая ткань оказывает сильное влияние на RQ. Продуктивные песчаники либо очень уплотненные или широко зацементированные кварцем и микропористым иллитом, и имеют очень плохое RQ. Только мелкозернистые, умеренно хорошо отсортированные, чистые песчаники могут содержать хорошие RQ, но текстурированные и минералогически сходные песчаники охватывают широкий диапазон пористости и проницаемости. Эта диапазон в основном обусловлен степенью кварцевой цементации с неполной цементацией в лучшем RQ. Кварцевые разрастания в неполностью цементированных чистых песчаниках неоднородны и нелюминесценция в сканирующей электронной микроскопии с катодолюминесценцией (SEM-CL), возможно что указывает на медленные темпы роста. Имеются предварительные доказательства для связывания неполной кварцевой цементации с приходом углеводородов в резервуар. Альтернативное или дополнительное объяснение сохранения RQ могут быть связаны с ограничением подачи диоксида кремния в центрах самых толстых, штабелированных, чистых песчаников, где лучше RQ имеет тенденцию проживать. Результаты этого исследования предполагают, что устойчивые высокоэнергетические осаждающие процессы в сочетании с ранний приходом углеводородов, являются предпосылками для сохранения лучшего RQ. Это имеет важное значение для изучение и развитие ледниковых песчаников позднего ордовика в бассейне Иллизи и потенциально похожие игры в другом месте.
bne: Капиллярно-решеточная модель для двух образцов по оценкам дала для проницаемости худшие результаты чем модель Percella Sample № 1 Exp. perm, mD Purcell's perm, mD, Capill-Network 161.68729 167.60541 191.62053 Sample № 2 25.21 16.9 32 ================= Please cite this article as: Shahsenov, I.S., Orujov, G.I., Modeling of the cementation factor and hydraulic permeability using Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) measurements, Journal of Petroleum Science and Engineering (2018), doi: 10.1016/j.petrol.2018.08.025. Abstract Electrical models of the porous medium are widely used for the estimation of the volume fraction of fluids filling in the pore space. One of the input parameters into this type of models is the geometrical factor associated with the complexity of the pore network system also known as “cementation factor” used in Archie’s saturation model. While this parameter can be measured in the laboratory, the aim of this work is to infer it from the pore size distribution (PSD), which in itself does not bear any information about the geometry of the 3D pore network. The proposed probabilistic model assumes a predefined geometry of the elementary cell, and uses PSD obtained from the Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) measurements and porosity to predict the cementation factor. The model achieved a good agreement with an average value of the cementation factor measured on the numerous core samples obtained from the two fields investigated in this study. Geometrical considerations were also investigated through introduction of tortuosity and shape of the capillaries in the model to allow for the potential lithological variations of the reservoir rocks. Similar approach was used to estimate hydraulic permeability using the probabilistic model, and the results were tested against air permeability values measured in the laboratory. Keywords: Cementation factor, Pore size distribution, Mercury Injection Capillary Pressure (MICP), Probabilistic model
bne: Estimating permeability of shale gas reservoirs from porosity and rock compositions Peiqiang Zhao, Jianchao Cai, Zhenhua Huang, Mehdi Ostadhassan, Fuqiang Ran ================== Для нетрадиционных коллекторов с компонентным составом авторы на 30-ти образцах обосновывают расширенный вариант уравнения Herron-Herron Расширение подхода за счёт учёта большего числа компонент Все образцы имеют проницаемость ниже сотых долей миллидарси Регрессии но на 30 образцов 7 коэффициентов -------------- It is challenges for effectively estimating the permeability of shale gas reservoirs by traditional models, however, the study on this area is lacked and deficient. We proposed a method for predicting permeability of shale gas reservoirs from porosity and rock compositions including mineralogy and organic matter content, which is applicable to laboratory data and downhole measurements. First, two sets including 38 samples from the Longmaxi Formations were tested for porosity, permeability, grain density, total organic carbon (TOC) content, mineralogical compositions and low temperature nitrogen adsorption. We used the Kozeny’s equation to calculate the specific surface area, which was viewed as the effective specific surface in shale formations through comparing with the specific surface from low temperature nitrogen adsorption. Further, the effective specific surface was found to be positively correlated with clays, pyrite, and TOC contents, while negatively with quartz, feldspar and carbonates. Then, an empirical equation between the effective specific surface area and rock compositions was established via partial least square method which can process the serious multi collinearity of various mineral contents. Combining with Kozeny’s equation, this equation enabled a prediction of permeability from porosity and rock composition. The results showed that the predicted and measured permeability have a reasonable match. Comparing with other models, this method avoids the correlations between porosity and minerals, providing a better insight to the influence of minerals and organic matter on permeability. The influences of rock compositions on the permeability are different, which are caused by the different types and sizes of pores developed within the minerals and organic matter. In addition, the new method was successfully applied to the well log data from a shale gas well for permeability predictions.
bne: Lefki Germanou, Minh Tuan Ho, Yonghao Zhang, Lei Wu Intrinsic and apparent gas permeability of heterogeneous and anisotropic ultra-tight porous media Journal of Natural Gas Science and Engineering Abstract Accurate prediction of unconventional gas production requires deep understanding of the permeability of complex rock samples. Several predictive expressions of permeability, which include either simplifications of the porous media structure or the flow mechanisms, have been proposed recently. The main objective of this research is to quantify the impact of solid matrix complexity on both intrinsic and apparent permeability. To this end, numerous two-dimensional random porous media structures are constructed using the quartet structure generation set algorithm. Parametric and statistical analysis reveals the importance of the specific surface area of pores, tortuosity, heterogeneity and degree of anisotropy. Special focus is given to the direc- tional dependency of the permeability on isotropic and anisotropic geometries, considering the great impact of anisotropy on the laboratory evaluation of permeability data and the anisotropic nature of shale rocks. Simulation results, for the same value of porosity, clearly indicate the drastic improvement of permeability due to the reduction of specific surface area of pores and their height to width ratio. This suggests that rock matrix complexity has significant impact on permeability and should not be neglected while forming permeability formulations for porous media. Finally, the results of the apparent permeability, obtained by solving the gas kinetic equation, are taken into consideration to demonstrate the enhancement ratio, slip factor and their correlation with the aforementioned parameters. Semi-analytical expressions for intrinsic and apparent permeability, considering continuum and slip flow respectively, are derived. The proposed formulations, suitable for both isotropic and anisotropic structures, have the advantage of not entailing any numerical or experimental data as input. ==================== Авторы вводят связь извилистости с произведением степени размеров зерен на логарифм пористости
bne: Evaluation of Relative Permeability From Resistivity Data for Fractal Porous Media Yujiang Shi, He Meng, Tangyan Liu, Haitao Zhang, and Changsheng Wang PETROPHYSICS, VOL. 61, NO. 3 (JUNE 2020); PAGES 303–317 The characteristics of multiphase flow in porous media are of great signi¿ cance to various applications, such as reservoir evaluation and engineering geology. The analogy between fluid floow and electric flow provides a new idea for studying multiphase flow properties from geophysical resistivity data. However, a theoretical relationship between relative permeability and resistivity index, which is the key to the successful joint interpretation of multiphase flow and rock electric characteristics in porous media, is poorly understood. Based on fractal theory, a relative permeabilityresistivity index model is developed to accurately describe the link between the rock electric and multiphase floow characteristics. The relative permeability is found not only to be related to fluid saturation and resistivity index, but also to be affected by structural parameters, such as the tortuosity fractal dimension, pore fractal dimension, waterphase fractal dimension, and tortuosity ratio. The proposed model reveals the signi¿ cant effect of structural parameters on the resistivity index and relative permeability, on the other hand, the study provides an effective method to calculate the relative permeability from the resistivity data. By applying the relative permeability-resistivity index model to real cases, it shows that the predicted relative permeability results calculated by our model are in good agreement with experimental data. Google перевод с рутинной правкой Характеристики многофазного течения в пористой среде имеют большое значение для различных приложений, таких как оценка коллектора и инженерная геология. Аналогия между потоком жидкости и электрическим потоком дает новую идею для изучения свойств многофазного потока на основе данных геофизического сопротивления. Однако теоретическая взаимосвязь между относительной проницаемостью и индексом удельного сопротивления, которая является ключом к успешной совместной интерпретации многофазного потока и электрических характеристик породы в пористой среде, плохо изучена. На основе теории фракталов разработана модель индекса относительной проницаемости и сопротивления для точного описания связи между электрическими характеристиками породы и характеристиками многофазного потока. Установлено, что относительная проницаемость связана не только с флюидонасыщением и индексом удельного сопротивления, но также зависит от структурных параметров, таких как фрактальная размерность извилистости, фрактальная размерность пор, фрактальная размерность водной фазы и коэффициент извилистости. Предложенная модель выявляет значительное влияние структурных параметров на индекс удельного сопротивления и относительную проницаемость, с другой стороны, исследование предоставляет эффективный метод расчета относительной проницаемости на основе данных удельного сопротивления. Применение модели индекса относительной проницаемости-удельного сопротивления к реальным случаям показывает, что предсказанные результаты относительной проницаемости, рассчитанные с помощью нашей модели, хорошо согласуются с экспериментальными данными.
bne: Идея играть с извилистостью, да ещё так неряшливо просто шокирует Но буму в Китае на эту тему уже не один год
bne: Нечаянно набрел тема до 2024 года Стоимость 6 000 000 руб ----------------------------- Лабораторные исследования на керне являются de facto стандартом для определения фильтрационных характеристик. При этом целый ряд ключевых проблем лабораторных измерений, таких как несоответствие граничных условий (давление и условия по бокам образца) реальным, невозможность точно верифицировать измеренные значения (повторяемость измерений не является доказательством точности измерений), использование эмпирических моделей для введения поправок (например, поправка Клинкенберга для измерения проницаемости по газу), не позволяют утверждать, что получаемые данные обладают необходимой точностью. Методы моделирования в масштабе пор, которые в последнее десятилетие активно разрабатываются как замена или помощник лабораторных методов, также обладают целым рядом недостатков: точность моделирования зависит от точности входных данных (разрешение компьютерной томографии ограничено – поры не всех размеров могут быть получены на трехмерном изображении), сложность параметризации смачиваемости (например, значительная вариабельность контактных углов при многофазной фильтрации и невозможность их точного описания только через минеральный состав стенок пор). Ввиду сложного строения реальных образцов пород-коллекторов – широкого диапазона размеров пор, минерального состав, неоднородностей порового пространства и т.п., выделить и отдельно изучить влияние одного из факторов на результаты измерений или моделирования не представляется возможным, а соответствие между измерением и моделированием оставляет желать лучшего. Проект нацелен на решение фундаментальной проблемы отсутствия соответствия между экспериментальным и модельным подходами, которую мы предлагаем устранить путем упрощения структуры пористой среды на основе создания искусственных образцов с заведомо известными свойствами с помощью 3D печати. Решение этой ключевой проблемы позволит значительно продвинуться в понимании процессов фильтрации в пористых средах и решить одну из основных прикладных задач – повысить добычу углеводородов за счет снижения их защемления во время двухфазной фильтрации. Инновационность предлагаемых в Проекте передовых исследований в области нефти и газа обусловлена уникальным совмещением различных научных дисциплин: от статистической физики (дизайн структуры пористого материала с желаемыми свойствами на основе стохастических реконструкций, апскейлинг до полного тензора физических свойств), вычислительной физики в масштабе пор (моделирование фильтрации в Стоксовом, Кнудсеновском и переходных режимах численными методами и на основе поросетевых моделей, теории перколяции и теории эффективных сред) до нефтехимии (изменение и контроль смачиваемости) и высокоточных лабораторных измерений (измерения на искусственных образцах керна). Качество исследований и получение результатов мирового уровня обеспечивается совместной работой российского и иранского коллективов – специалистов в области моделирования и лабораторных исследований, соответственно
bne: - хотят поразвлекаться с томограммами, используя для этого (скорее всего) известные разработки и пакеты Тип пористой среды не указан, наличие репрезентативного объёма измерений не гарантируется, точность модели (по сравнению с полуэмпирическими) неизвестна Так что околонаучное плавание "обреченное на успех"
bne: Determining effective permeability at reservoir scale: Application of critical path analysis Critical path analysis (CPA) is applied to estimate the effective permeability keff. • We find that CPA accurately estimates keff in two and three dimensions. • CPA results are compared with estimations of five other models. • Renormalization group theory also estimates keff precisely in two and three dimensions. Abstract Determining the effective permeability (keff) of geological formations has broad applications to site remediation, aquifer discharge or recharge, hydrocarbon production, and enhanced oil recovery. The objectives of this study are: (1) to explore an approach to estimating keff at the reservoir scale using the critical path analysis (CPA), (2) to evaluate the accuracy of this new approach by comparing the estimated keff to the numerically simulated effective permeability, and (3) to compare the performance of CPA estimates of keff with estimates by three other models i.e., perturbation theory (PT), effective-medium approximation (EMA), and renormalization group theory (RGT). We construct two- and three-dimensional random (uncorrelated) geologic formations based on permeability measurements from the Borden site and assume that the permeability distribution conforms to the log-normal probability density function over a wide range of means and standard deviations. Comparing keff estimated via CPA to keff values derived from numerical flow simulations indicates that CPA provides accurate estimations in both two and three dimensions over a wide range of heterogeneity levels, similar to RGT. Inter-model comparisons show that although PT and EMA provide reasonable keff estimations in rather homogeneous formations, they substantially overestimate the effective permeability in highly heterogeneous formations.
полная версия страницы