Prediccin de la permeabilidad de los registros de pozos en carbonatos con un enlace a la Geologa de Cartografa de la Permeabilidad Interwell Extracto:Un componente fundamental en la construccin de la mayora de los modelos de yacimientos de rendimiento es una relacin emprica entre la permeabilidad medida en un nmero limitado de pozos tubulares y otras propiedades petrofsicas medidas en registros de pozos. En este trabajo se presenta un modelo de permeabilidad especialmente diseado para los carbonatos. El modelo se refiere a la permeabilidad entre partculas porosidad, hace alojamiento especial para independiente-VUG porosidad, e incluye un esquema de clasificacin de roca-tejido con una importante doble petrofsica-geolgico significacin. Mtodos para estimar la porosidad independiente-geoda de registros snicos y de la estructura de la roca-de la saturacin inicial se presentan.El doble significado geolgico-petrofsico de la clasificacin de rocas-tejido es importante para proporcionar un enlace a modelos geolgicos para su uso en la distribucin de permeabilidades entre los pozos. La porosidad y la permeabilidad son muy variables y difciles de predecir espacialmente en la mayora de los depsitos de carbonato, pero tela de rock cambios tienden a ser sistemticamente organizada de una manera predecible dentro de un marco secuencia estratigrfica.IntroduccinCaracterizacin de yacimientos y el modelado es ante todo un problema de entender la disposicin espacial en 3D de propiedades petrofsicas. Mediciones petrofsicas debe estar vinculada a la informacin espacial en la construccin de un modelo de yacimiento, y los modelos geolgicos contienen informacin espacial vital para ser aplicado en reas donde las mediciones directas entre pozos petrofsicos son difciles. El enlace se logra mejor a travs de la integracin de la tela geolgicas de roca descripciones y mediciones petrofsicas.Un mtodo para ligarse bsicos tela roca-descripciones y propiedades petrofsicas ha sido propuesto por Lucia.1, 2 Carbonato de espacio de los poros se divide en entre partculas, que incluye tanto intergranos y intercrystal, y el espacio de poro vuggy (Fig. 1). Espacio de los poros vugular se subdivide en cavidades separadas y conmovedora sobre la base de VUG interconexin. Separa las cavidades estn conectados a travs del espacio de poros entre partculas (moldes de grano, por ejemplo), y cavidades tocando formar un sistema de poros interconectados independiente del espacio de poro entre partculas (cavernas y el espacio de poro fractura, por ejemplo). Interpartculas espacio de poro se subdividen en las clases de tela roca sobre la base de las descripciones geolgicas de tamao de partcula y la clasificacin.En este artculo se presenta un enfoque para modelar la permeabilidad en carbonatos en la base de esta clasificacin de rocas-fabric. El documento est organizado en cinco secciones principales: (1) el carbonato de rock-tela clasificacin se resume y su relacin con la porosidad y la permeabilidad se presenta, (2) exponencial y el poder de la ley porosidad-permeabilidad modelos se comparan, y la fuerza de una generalizada modelo de ley sobre la porosidad, la permeabilidad y estructura de la roca se presenta, (3) el modelo generalizado de la permeabilidad se compara con otras tres personas de la literatura, (4) rock-tejido basado mtodos para la prediccin de la permeabilidad de los registros de pozos se resumen, y por ltimo (5) un enfoque de modelado 3D de permeabilidad carbonato aprovechando el enlace geolgica proporcionada por el mtodo de roca tela se describe.Carbonato de Rock-Tela Clasificacin petrofsicaPropiedades de permeabilidad capilar y de espacio entre partculas de poro puede estar relacionado con la porosidad entre partculas y descripciones geolgicas de tamao de partcula y la clasificacin denomina roca fabrics.1, 2 Estas telas roca se agruparon inicialmente en tres categoras llamadas tela roca-petrofsicas clases sobre la base de la porosidad, permeabilidad, y capilar properties1 (Fig. 2):Clase 1 se compone de grainstones, dolograinstones, y grandes dolomas cristalinas.Clase 2 se compone de granos dominados por packstones, finas y medianas dolopackstones granos cristalinos, dominadas y medio de dolomas cristalinas de barro dominadas.Clase 3 incluye barro que predominan las calizas y dolomas cristalinas finas de barro dominadas.

La permeabilidad de los aumentos de piedra caliza con un tamao de grano creciente intergranos porosidad y aumentando y clasificacin (Fig. 3). Dominados barro calizas (dominados por el barro-PACK-piedras, wackestones y lutitas) tienen al menos la permeabilidad y generalmente caen en una parcela de porosidad-permeabilidad transversal dentro de un campo asociado a la clase petrofsica 3. Dominadas por granos packstones tienen mayores valores de permeabilidad y generalmente caen dentro de la clase 2 campo. Grainstones tienen la mayor permeabilidad y generalmente caen dentro de la clase 1 campo.Permeabilidad en doloma tambin aumenta con el aumento de intergranos porosidad y aumento de tamao de grano y la clasificacin de la piedra caliza precursor (Fig. 4). La permeabilidad de los aumentos de doloma de barro dominado con el aumento de tamao de cristal de dolomita y space1 creciente poro intercrystal. Artes cristalinos, barro dominados por dolomas tienen caractersticas de permeabilidad de clase 3 calizas. Medio cristalinas, barro dominados por dolomas tienen caractersticas de clase 2 calizas. Grandes cristalinas, barro dominados por dolomas tienen caractersticas de clase 1 calizas.Separa-cavidades contribuir porosidad pero una permeabilidad significativamente menor que el que se esperara si el espacio de los poros se encuentra entre particles.1 Sin embargo, tocando-VUG sistemas de poros pueden tener permeabilidades muy grandes que no estn adecuadamente previstos por esta roca-tejido petrofsica clasificacin. 1 Afortunadamente, las propiedades de flujo de los yacimientos carbonatados muchos no estn dominados por cavidades conmovedoras.

Permeabilidad Modelado en carbonatosPower-ley y modelos exponenciales. La porosidad-permeabilidad relaciones han sido tradicionalmente modelado con funciones exponenciales de la forma:

donde k es la permeabilidad,? es la porosidad, y? y? son constantes. Estos modelos trama como lneas rectas en semi-logartmica coordenadas (Fig. 5), y ofrecen las ventajas de simplicidad y conveniencia. Sin embargo, poco realista predecir permeabilidades diferentes de cero cuando la porosidad es cero, y la permeabilidad overpredict ms probable cuando la porosidad es pequeo. Esto podra dar lugar a errores importantes en el modelado de yacimientos, si por ejemplo, existen intervalos delgadas que restringen el flujo vertical que son mal muestreados y cuya permeabilidad se predijo por una extrapolacin de un modelo exponencial.Ms realistas porosidad-permeabilidad relaciones se obtienen con los modelos de poder de la ley de la forma:

donde a y b son constantes. Estos modelos trama como lneas rectas en doble logartmicas coordenadas (Fig. 5), y tambin ofrecen las ventajas de simplicidad y conveniencia, pero de manera ms realista predecir permeabilidades cercanos a cero como la porosidad se aproxima a cero. Por estas razones, las leyes de potencia se prefieren para el modelado de porosidad-permeabilidad relaciones, y logartmica doble coordenadas se prefieren para mostrar porosidad-permeabilidad parcelas cruzadas.Ocasionalmente porosidad y los datos de permeabilidad de tapones parecen apoyar exponencial en lugar de los modelos de ley de potencia, pero estos casos puede ser causada por mediciones sesgadas. Un ejemplo de este sesgo se muestra en la figura. 5, que muestra dos aadas de datos del enchufe de un depsito de dolomita en el oeste de Texas. Los datos anteriores se midieron en 1989 e incluye 409 muestras. Los datos ms recientes se han obtenido con las mediciones ms cuidadosas en 2000 con 41 nuevas bujas del mismo pozo. Los datos ms antiguos incluyen mediciones con porosidades 1 a 3 por ciento y permeabilidades de 0,01 a 2 md [9,9? 10-6 a 2,0? 10-4? M2] que se modelan mejor con una relacin exponencial. Los datos ms recientes no incluyen medidas en este rango y se modelan mejor con una relacin de ley de potencia.Los datos ms antiguos son probablemente sesgada, ya que indican un valor excesivamente grande se espera para la permeabilidad de 0,01 md [9.9? 10.6? M2] a una porosidad de cero. Aunque mayores errores relativos en las mediciones de rutina de pequeas porosidades o permeabilidades no son sorprendentes, las razones para el sesgo no estn claros. Puede haber errores experimentales pequeas pero sistemtica producen mediciones de permeabilidad que son demasiado grandes o mediciones de porosidad que son demasiado pequeos, o ambos. Es probable que experimental diferente, el lmite inferior de detectabilidad de porosidad y permeabilidad jugar un papel tambin. Los sesgos de este tipo, sea cual sea la causa, puede ocurrir en otros conjuntos de datos y debe ser verificada con mediciones ms cuidadosas en los casos en que los datos parecen favorecer exponencial en lugar de los modelos de poder de la ley.Un modelo de permeabilidad generalizada de los carbonatos. Modelos relacionados permeabilidad a porosidad entre partculas para cada una de las tres clases de estructura de la roca-se desarrollaron anteriormente.1 Sin embargo, una gran cantidad de dispersin est presente dentro de cada clase. Las razones de la dispersin incluyen pequea escala variabilidad, que se discutir ms adelante, y variaciones en el tamao de partcula y la clasificacin dentro de cada clase.Las tres clases petrofsicas se basa en el tamao medio de partcula y la ordenacin y la premisa de que los tamaos de poro y la permeabilidad de las interconexiones control estn directamente relacionados con el tamao de partcula, la clasificacin, y entre partculas porosidad. En natural rocas carbonatadas, sin embargo, no hay lmites que separan distintos tamao de partcula o la clasificacin en grupos discretos. En su lugar, una serie continua de tamao de partcula y telas de clasificacin existe.

El tamao de grano en grainstones y el tamao del cristal en grandes dolomas cristalinas (clase 1) puede variar de 100 a ms de 500? M, y los aumentos de tamao de poros con tamao de partcula creciente. Tamaos de grano en grano-dominadas packstones (clase 2) se extienden80-1000? m, y la clasificacin va de barro pobre barro rico. Aumento del tamao de los poros con un tamao de grano mayor y menor contenido de cal barro. De manera similar, los tamaos de los cristales de medio cristalino, barro, dominado dolomas rango 20 a 100? M, y los aumentos de tamao de poros con tamao de cristal. Dominados Mud-tejidos (clase 3) Rango de lutitas bien ordenados para mal ordenados wackestone peloide, con aumentos asociados en el tamao del poro. Los tamaos de cristal de cristalina fina, barro, dominado rango dolomas 5 a 20? M, con aumentos asociados de tamao de poro. Existe un continuo de tejidos a partir de lutitas bien ordenados a wackestone peloide, barro ricos en packstones dominados grano, packstones barro de los pobres dominados grano, 100 - grainstones m, y 500 - grainstones m. Tambin hay un continuo de tamaos de cristal en el barro que predominan las dolomas 5 a 500? M.Permeabilidades en este continuo de tejidos de roca puede ser estimado con un continuo correspondiente de?-K modelos. Esta porosidad generalizada permeabilidad relacin se construy utilizando los datos de numerosas fuentes de todo el mundo, lo que resulta en un modelo robusto relacin estructura de la roca, entre partculas de porosidad y permeabilidad a pesar de la dispersin comn a la mayora de los carbonatos (Fig. 6). Una familia de leyes de potencia se ajustaron a cada uno de los tres tejidos bsicos rock-clases, as como los lmites de clase utilizando tela de rock nmeros de 4 y 2,5 para los lmites inferior y superior de la clase 3, un nmero de rock tela de 1,5 para el lmite superior de la clase 2, y un nmero de rock-tela de 0,5 para el lmite superior de la clase 1 que da:

Las constantes de las ecuaciones. 3c y 3d tienen los valores a0 = 22,56, a1 = 12,08, b0 = 8,671, y b1 = 3,603, cuando k y ip? Se dan en unidades de MD y la fraccin de volumen de la masa, respectivamente. Este modelo de permeabilidad, sin duda, se someter a revisin a medida que ms datos se recogen, y de vez en cuando un depsito de carbonato se encontr que no encaja en el modelo por varias razones. Por lo tanto, para cualquier yacimiento carbonatado dado el modelo debe ser verificado, y ajustan si es necesario, utilizando datos petrofsicos y las clasificaciones de tela-rock. Sin em-menos, el modelo es exacta en muchos embalses y una buena primera aproximacin en yacimientos con datos bsicos limitados.El modelo de carbonato de permeabilidad generalizada proporciona una relacin entre la permeabilidad entre partculas porosidad, y el nmero de roca-tejido. La permeabilidad y porosidad entre partculas son propiedades petrofsicas, pero la tela roca es una descripcin geolgica del espacio poroso con implicaciones petrofsicas.Fabrica Rock tiene tanto un significado petrofsica a travs de su interrelacin con la porosidad y la permeabilidad entre partculas y un significado geolgico facilitar su prediccin de los modelos geolgicos de la estratigrafa. Por lo tanto, la tela roca proporciona el vnculo entre la petrofsica y geologa necesario para la modelacin yacimiento.Comparacin con otros modelos de permeabilidadWinland-Pittman modelos. Ley de potencia modelos relativos porosidad, la permeabilidad, y el radio de poro garganta fueron desarrollados por Winland y publicada posteriormente por Kolodzie: 3

donde k es una permeabilidad al aire no corregida,? es la porosidad, r35 es el radio de poro medido en una garganta de mercurio inyeccin de presin capilar experimento a una saturacin de mercurio de 35 por ciento, y awp, bwp, y cwp son constantes. Winland determinaron los coeficientes de la ecuacin. 4b utilizando datos de 56 arenisca y 26 muestras de carbonato, resultando en awp = 49,5, bwp = 1,470, y = 1,701 cwp, cuando el modelo se expresa como en la ec. 4 y cuando k,?? y R35 se dan en unidades de MD, fraccin de volumen de la masa, y? m, respectivamente. Pittman4 expandido en el trabajo de Winland, la realizacin de regresiones adicionales de la misma forma, utilizando un conjunto de datos mayor y la produccin de coeficientes algo diferentes. Sin embargo, en este documento coeficientes originales Winland se usar para representar a esta familia de modelos de porosidad-permeabilidad debido a la ecuacin original es ms comnmente usado y un conjunto de datos de Pittman, aunque ms grande, no incluye muestras de carbonato.La intencin original de la ecuacin Winland, y la forma en que se usa ms frecuentemente, no es predecir la permeabilidad, pero en lugar de predecir un radio de poro de garganta para su uso en la definicin de los tipos de rocas en los pozos sin presin capilar data.5-8 Esto se logra ya sea en pozos tubulares con midi directamente la porosidad y la permeabilidad o en pozos sin macho usando separado porosidad y permeabilidad de registro de pozos modelos. Sin embargo, el modelo puede ser usado para predecir la permeabilidad si el radio de los poros de garganta ha sido estimados de manera independiente o si un tipo de roca basada en el radio de poro garganta se ha asignado.Una comparacin del modelo de Winland y el modelo de permeabilidad generalizada se muestra en la figura. 7. Ambos modelos son lneas rectas en doble-logartmicas coordenadas. Las lneas de Winland todos tienen la misma pendiente porque el bwp coeficiente es independiente de r35. Las laderas de la modelo generalizado son mayores y dependen de la estructura de la roca. El hecho de que estos modelos son diferentes no indica que uno o el otro est mal, slo que representan diferentes parametrizaciones de la porosidad y la permeabilidad. El modelo utiliza Winland poros garganta radio como un parmetro, el modelo generalizado usa rock-tejido nmero. En principio cualquier modelo puede ser usado para predecir la permeabilidad si tanto el radio de los poros, la garganta y el nmero roca-tejido son conocidos. Si dos de k,?, R35, o? sonconocido, los otros dos se puede estimar mediante la aplicacin simultnea de ambos modelos.Carman-Kozeny modelos. Alternativos porosidad-permeabilidad modelos se han sugerido sobre la base de una forma generalizada de la ecuacin de Carman-Kozeny: 9

donde la constante ACK = 1014 cuando k,? y f se da en unidades de MD, fraccin de volumen de la masa, y? m, respectivamente. El parmetro f es llamado el "flujo zona de indicador" definida por:

donde Fs es un factor de forma geomtrica de los poros (2 para tubos circulares),? es la tortuosidad de las trayectorias de flujo, y Sgv es el rea de superficie de la partcula por unidad de volumen de la partcula.Este modelo de porosidad-permeabilidad no es estrictamente una ley de potencia. No obstante, se representa como lneas rectas en aproximadamente logartmica doble coordenadas (Fig. 8). Al igual que con los modelos de Winland-Pittman, las pendientes de estas lneas son las mismas porque los exponentes de la porosidad son independientes de f. Las pendientes de los modelos de Carman-Kozeny son mayores que las de los modelos Winland-Pittman, lo que indica que la disminucin del radio de poro de garganta con la disminucin de la porosidad para una f dada. Las pendientes de los modelos de Carman-Kozeny son menores que los del modelo generalizado, a excepcin de la roca-tejido nmero 4 de lnea, que tiene una f casi constante de 0,2 a 0,3? M.Como con el modelo Winland-Pittman, el hecho de que el modelo de Carman-Kozeny es diferente del modelo generalizado no indica que uno o el otro est mal, slo que representan diferentes parametrizaciones de la porosidad y la permeabilidad en funcin de f y estructura de la roca . En principio cualquier modelo puede ser usado para predecir la permeabilidad si tanto el indicador de flujo de la zona y el nmero roca-tejido son conocidos. Si dos de k,?, F, o? Se conocen, los otros dos se puede estimar mediante la aplicacin simultnea de ambos modelos.Bryant-Finney modelos. Bryant y colaboradores desarrollaron un modelo de red de flujo en simple granular poroso media10-12 sobre la base de mediciones de Finney de ubicaciones de partcula en un embalaje laboratorio aleatoria de igual tamao spheres.13 El paquete de Finney tena una sola porosidad promedio de 36 por ciento, pero una serie de pequeos porosidades se simularon mediante la adicin constante de espesores de "cemento" a los granos o "compactacin" del modelo, haciendo que los granos a interpenetran. Estos dos enfoques producen resultados muy similares y predicciones extraordinariamente precisas de permeabilidad que abarca cinco rdenes de magnitud para envases de laboratorio de las esferas y de la piedra arenisca de Fontainebleau, una arena bien clasificada cuarzo cuya porosidad variaciones se debe en su totalidad a diferentes cantidades de cemento de igual espesor cuarzo . Las predicciones utilizan mediciones de porosidad y tamao de grano requerido pero no hay parmetros ajustables.El producto del modelo de red fue una tabla de predicciones de permeabilidad para una amplia gama de tamaos de grano y porosidades. Bryant y sus compaeros de trabajo no inform frmulas empricas para modelar los resultados, pero s sealar que no podan ser caracterizados por un nico poder de la ley pendiente. No obstante, sus resultados se pueden modelar muy precisa con una simple modificacin de la forma de ley de potencia

donde abf, bbf, y? o son constantes, y RBF es el radio de la partcula. Los coeficientes tienen los valores abf = 85,9, bbf = 3,39, y? O = 0,0221, cuando k,? y RBF se dan en unidades de MD, fraccin de volumen de la masa, y? m, respectivamente. Estos modelos no son lneas rectas en doble logartmicas coordenadas (Fig. 9). Sus pendientes ms pronunciada como la porosidad se reduce por debajo de aproximadamente 10 por ciento, donde las gargantas de poros primero empieza a cerrarse, 10,11 alcanzando finalmente una permeabilidad de cero a? =? O. Las curvas de Bryant-Finney todos tienen la misma forma porque la bbf coeficientes y O? Son independientes del FSR.Los modelos Bryant-Finney no estn destinados para la prediccin de permeabilidad en otras rocas que simples clsticos bien ordenados con diferentes cantidades de compactacin o cemento de igual espesor. Sin embargo, s representan un punto de referencia til para la comparacin con otros modelos, ya que predecir con precisin el comportamiento de una clase simple y bien entendida de medios porosos.Quizs la diferencia ms notable entre los modelos Bryant-Finney y los otros que se presentan en este trabajo es que la Winland-Pittman, Carman Kozeny-, y los modelos generalizados todos predicen una permeabilidad de cero a? = Cero, mientras que los modelos Bryant-Finney predecir una permeabilidad de cero a un poco ms grande? =? O. La prediccin Bryant-Finney es ms razonable. Para los otros modelos que debe imaginar una red de tubos con dimetros de fuga y por lo menos un tubo que queda abierto y conectado a travs de toda la muestra para porosidades cercanos a cero. Esto no parece probable de origen natural rocas porosas. Es mucho ms probable que la trayectoria de flujo cierre la ltima en algn pequeo porosidad mayor que cero.Un parmetro de cambio que sirve el mismo propsito que? O en los modelos de Bryant-Finney fcilmente podran incluirse en los otros modelos. Sin embargo, la porosidad, la permeabilidad de datos en carbonatos son muy ruidosos, especialmente para pequeos valores de porosidad y permeabilidad, para estimar con confianza el valor de? O. Por lo tanto, la mayora de los modelos siguen utilizando las formas ms simples con? O = cero. Aunque la permeabilidad puede ser sobrepronostic en estos modelos cuando la porosidad es pequeo, son seguramente ms

precisos que los modelos exponenciales que nunca predicen una permeabilidad de cero.Los modelos Bryant-Finney tienen pendientes ms pronunciadas que los modelos Winland-Pittman, lo que confirma la expectativa de que una disminucin de la porosidad por cementacin o compactacin en un medio poroso de un tamao de partcula determinado conduce a una disminucin en el tamao de poro-garganta. El Bryant-Finney y modelos de Carman-Kozeny se comparan en el apndice. Una comparacin de los modelos de Bryant-Finney con el? 4 = lnea de la permeabilidad generalizada modelo indica un radio de la partcula casi constante de alrededor de 2 m en el 10 - a 30-por ciento porosidad rango (Fig. 9). Esto concuerda con nuestras observaciones de radio de la partcula, alrededor de 2,5? M, en secciones delgadas del Medio Oriente Cretcico clase 4 calizas. Por lo tanto, la clase 4 se comportan como rocas clsticos bien ordenados que tienen un radio de partcula de aproximadamente 2? My que tenga porosidad variacin debido a la cementacin o compactacin.Clase 1 rocas en el otro extremo no se comportan como las Bryant-Finney modelos con cualquier radio de la partcula fija. Clase 1 grainstones tpicamente tienen radios de grano de aproximadamente 100? M, pero su permeabilidad es mayor que el correspondiente Bryant-Finney prediccin para porosidades mayores que aproximadamente 15 por ciento y ms pequeo para porosidades de entre aproximadamente 3 y 15 por ciento (Fig. 9). Una explicacin probable para la mayor permeabilidad es que los granos de alta porosidad grainstones no estn empaquetadas tan estrechamente como los de las esferas Bryant-Finney. En efecto, porosidades grainstone cercanas a 50 por ciento, mucho mayor que la porosidad de 36-por ciento del paquete de esfera Finney, se han observado en los sedimentos de hasta 15 millones aos old.2 Clase 1 permeabilidades en el 3 - a 15-por ciento de porosidad rango se cementacin ms pequeas que las de las predicciones Bryant-Finney quiz porque no son tan bien ordenados, o tal vez y la compactacin se produce de una manera que reduce el tamao de poro-garganta ms rpidamente que en el models.14 Bryant-Finney

Permeabilidad Prediccin de registros de pozosNumerosos enfoques para el clculo de la permeabilidad de registros geofsicos se han intentado. Los ms comunes son simples modelos empricos relativos a la permeabilidad de la porosidad total solo. Este enfoque funciona bien en algunos yacimientos carbonatados que tienen una estructura de la roca uniforme y poca porosidad vuggy. La mayora de los depsitos de carbonato, sin embargo, son ms complejos, que se compone de diferentes cantidades y tipos de cavidades, as como interpartculas de porosidad y varios tejidos roca petrophysically significativas.Otro enfoque es relacionar la permeabilidad a la porosidad y saturacin de agua inicial, 15,16 implcitamente utilizando una relacin fsica entre la permeabilidad y la presin capilar. Nuestro enfoque es similar en que se utiliza saturacin de agua inicial como una segunda fuente de informacin petrofsica. Sin embargo, no se refieren a la permeabilidad y la porosidad total saturacin directamente. En su lugar, se utiliza (1) entre partculas no porosidad, la porosidad total, obtenido restando separado-VUG porosidad estimada a partir de los datos de registro acstico-, y (2) la porosidad de saturacin de parcelas transversales para determinar el nmero de roca tela. El nmero roca-tejido y porosidad entre partculas se utilizan en el modelo generalizado para predecir la permeabilidad.Interpartculas porosidad se utiliza debido a cantidades moderadas de separado-VUG porosidad no contribuyen significativamente a la permeabilidad. Reconociendo este hecho permite que un nico modelo de permeabilidad generalizada a utilizar para una clase ms amplia de los sistemas de carbonato. Sin embargo, algunas formaciones carbonatadas, como el Khuff de Oriente Medio, tienen grandes cantidades de separado-cavidad de la porosidad y la permeabilidad puede requerir modelado especializado.La porosidad de saturacin de parcelas transversales se utilizan para estimar los nmeros de estructura de la roca en una etapa separada porque estructura de la roca proporciona un enlace a modelos geolgicos cruciales para el modelado 3D. Un conjunto equivalente de modelos podra haber sido desarrollado predecir la permeabilidad directamente de saturacin de agua inicial y porosidad entre partculas. Sin embargo, este enfoque eliminara la determinacin de la estructura de la roca y el vnculo con la geologa que proporciona.Un enfoque prometedor reciente a la prediccin de la permeabilidad en pozos hace uso de la resonancia magntica nuclear (RMN) 17,18 Sin embargo, la mayora de los yacimientos carbonatados no tienen una cobertura adecuada con los registros de RMN y requieren en cambio una aproximacin utilizando registros de pozos tradicionales, tales como el enfoque presentado en este trabajo.Rock-tejido nmero. Rock-tejido-especficas de las relaciones entre la porosidad, saturacin de agua, y la presin capilar derivada de mercurio inyeccin datos1 demostrar que la saturacin de agua inicial es una funcin de la estructura de la roca y la porosidad a una altura dada por encima del nivel de la presin capilar cero. As, un nmero de rock-tejido puede ser estimado a partir de la porosidad, la saturacin inicial, y height.2 Por encima de la zona de transicin de la dependencia de la altura se elimina eficazmente, y la relacin simplificada se puede mostrar en una parcela porosidad de saturacin transversal.La trama transversal mostrada en la figura. 10 regalos de saturacin por encima de la zona de transicin estimada a partir de los registros de resistividad, porosidad de tapones de ncleo, y el rock-tela determinada clase de secciones delgadas. Se incluyen datos de Seminole San Andres (Prmico) Campo de West Texas, 19 South Cowden Grayburg (Prmico) sobre el terreno en el oeste de Texas, el 20 y Ghawar rabe D (Jursico) Campo de Arabia Arabia.21 Seminole y los campos del sur de Cowden produccin de doloma y campo Ghawar produce a partir de piedra caliza y doloma ambos. La trama transversal muestra una propagacin de puntos de datos que pueden ser agrupados por nmero de roca-tejido. Grande dolomas cristalinas y grainstones (clase 1) formar un campo caracterizado por la saturacin de agua bajo. Dominadas por granos finos; packstones y medianas granos cristalinos, dominados por dolopackstones, y el medio de dolomas cristalinas, barro dominados por comprender los puntos de datos que definen la clase 2 campo. Predominan las calizas y barro fino doloma cristalina, barro, dominado por definir la clase 3 campo.Una familia de leyes de potencia de la misma forma que los del modelo de permeabilidad generalizada se ajustaron a cada uno de los tres bsicos tela roca-clases, as como los lmites de clase de 0,5, 1,5, 2,5, y 4 dando:

El uso de esta ecuacin est sujeto a las siguientes limitaciones: (1) se debe aplicar slo por encima de una zona de transicin donde los cambios en la presin capilar no tiene un gran efecto sobre la saturacin, (2) no debe utilizarse con gran tocar- VUG sistemas de poros, (3) la porosidad debe ser mayor que aproximadamente el 5 por ciento debido a registros de pozos estimaciones de saturacin de agua tienden a ser inexacta en carbonatos de baja porosidad, y (4) la porosidad debe ser menor que 30 por ciento porque tenemos datos suficientes para modelo de saturacin de la porosidad en las relaciones de alta porosidad carbonatos.Una comparacin entre calculadas y observadas petro-fsica de clase para dos ejemplos se ilustra en las Figs. 11 y 12. La continuidad de los nmeros de tela rock-calculados a partir de los registros por cable muestra los cambios sutiles en la sucesin vertical de roca telas que no aparecen cuando slo tres clases se describen. Los resultados del depsito Prmico Seminole en West Texas muestran un carcter muy cclico similar a la de las descripciones de ncleo (Fig. 11) .19,22 Este es un depsito de dolomita donde las telas precursoras de piedra caliza se conservan en la doloma. Los resultados del Jursico embalse rabe D en el rea de Haradh campo Ghawar, Arabia Saudita, identificar claramente la clase 1 doloma gran cristalino (Fig. 12). La piedra caliza es dominada por la clase 2 dominados grano packstones con capas delgadas de wackestone. La clase 2 packstones carcter de los granos que predominan claramente representados en los resultados, y las camas finas de wackestone se indican con un ligero aumento en el nmero de rock-tejido (Fig. 12) .21 Una naturaleza cclica sutil es evidente en la piedra caliza intervalos.Interpartculas porosidad. Interpartculas porosidad se calcula a partir de los registros por cable restando separado-geoda porosidad de la porosidad total. Vuggy porosidad es difcil de calcular a partir de los registros por cable y requiere detallada ncleo registro de calibracin para obtener resultados razonables. Estimaciones razonablemente exactas de separado-VUG porosidad se puede obtener en la presencia de mohos del grano y el espacio de poro intrafossil utilizando relaciones entre litologa, el tiempo de trnsito, y la porosidad total. El enfoque se resume a continuacin se calibra a las descripciones de secciones delgadas de material de ncleo y slo es vlido para yacimientos de petrleo y agua. es significativamente diferente del mtodo propuesto por Nurmi y Brie.23, 24 Los detalles adicionales se pueden encontrar en Luca y Conti, de 25 aos y Luca Wang, de 26 aos y Luca, 2 La ecuacin tiene la forma:, (9a) log10 (? Sv)? Asv? Bsv (? T? 141,5?)dnde? sv es la porosidad independiente-geoda,? es la porosidad total,? t es el tiempo de viaje snico, ASV es un coeficiente que depende de la litologa y bsv es un coeficiente ajustado para acomodar los datos especficos del sitio. Una frmula de aplicacin general en calizas es de 25, (9b) log10 (? Sv)? 4,020? 0.1298 (? T? 141,5?)y en dolomas is19, 22(9c) log10 (? Sv)? 4,442? 0.1527 (? T? 141,5?)cundo? sv y? son ambos administrados como una fraccin del volumen de la masa, y? t se da en unidades de? s / ft.En ausencia de espacio de los poros vuggy, calizas y dolomas suelen seguir la Wyllie tiempo promedio ecuacin, aunque la dispersin puede ser muy grande (Fig. 13). Cuando el grano de molde o espacio de los poros intrafossil est presente, los datos se desva de la ecuacin Wyllie en la forma descrita por la ecuacin. 9. Sin embargo, no todas las desviaciones de la Wyllie tiempo promedio ecuacin son causados por separado-VUG porosidad y no todos separados-cavidad de espacio de los poros hace que las desviaciones de la curva Wyllie. Las desviaciones se sabe que se producen en presencia de toughing volmenes vugs27 y grandes de poikilotopic (parches) anhidrita donde no porosidad separada-VUG est presente. Intragrain microporosidad, un tipo de separado-geoda porosidad en esta clasificacin, no se refleja en un cruce de tiempo de viaje porosidad plot.28 Por lo tanto, independiente-geoda porosidad frecuencia puede estimarse a partir de una trama de tiempo de viaje porosidad cruz, pero cuidado ensayo y de calibracin con los datos bsicos se requiere en cada depsito de carbonato.

Ejemplo de clculos permeabilidad. Predicciones de permeabilidad para el Seminole y ejemplos Ghawar se comparan con las mediciones de permeabilidad de tapn en las Figs. 11 y 12. Los meabilities per-se calcula a partir de los registros por cable mediante la sustitucin de los aproximadamente tela roca nmeros y porosidades entre partculas en el modelo de permeabilidad generalizada.La cantidad de separado-VUG porosidad es pequeo en estos ejemplos, y la comparacin con los datos de ncleos es bueno. Las permeabilidades enchufe mostrar varianza adicional no observado por los registros de pozos, debido a su mayor volumen de investigacin. Esta variacin a pequea escala es con frecuencia bastante grande en carbonatos, pero su correlacin espacial es dbil dentro de las unidades de tela de rock y su efecto en los patrones de desplazamiento moderado relacin movilidad-es minor.29, 30 Sin embargo, la variacin en pequea escala tiene un efecto en la tasa de desplazamiento; 31 por lo tanto, los clculos de incremento de escala se requiere para convertir estas estimaciones basadas en el registro de permeabilidad media a las estimaciones de permeabilidad efectiva en la escala log-investigacin.

Permeabilidad prediccin y modelado en 3DLas capas de tejidos de roca se puede correlacionar lateralmente en la mayora de los depsitos de carbonato, pero la porosidad y la permeabilidad, y por implicacin, la garganta de poros tamao y los valores del indicador de flujo de la zona, son altamente variables. Esta observacin se ilustra en la figura. 14 utilizando la porosidad y la permeabilidad de los datos de un afloramiento de la Formacin Prmico Victorio Peak, en el oeste de Texas, 30 de un equivalente de la Formacin Tenedor clara de la cuenca del Prmico. Los datos se obtuvieron a partir de 434 tapones perforados a lo largo de un 2,740 pies [835-m] transecto horizontal en una sola 10 - a 20-m de espesor [3 - a 6-m] de alta frecuencia de ciclo (HFC). La porosidad en este transecto vara de 2 a 20 por ciento, y la permeabilidad vara ms de cinco rdenes de magnitud. Tanto la porosidad y la permeabilidad mostrar una gran cantidad de poco correlacionadas pequea escala variabilidad, pero las tendencias a mayor escala en la porosidad y la permeabilidad son similar.29La mayora de los datos de este transecto se comportan como una tela clase de roca 1. El indicador de flujo de la zona, sin embargo, vara entre 0,1 y 10? M (Fig. 14), y el radio de poro garganta vara de aproximadamente 0,03 a 30? M (no se muestra). As, el nmero de rock-tela es aproximadamente constante lateralmente para distancias superiores a 2.000 pies [610 m] dentro de una unidad de secuencia estratigrfica que por lo general se puede correlacionar en el subsuelo. Las otras propiedades petrofsicas, porosidad, permeabilidad, indicador de flujo de la zona, y el radio de los poros de garganta son muy variables.Si las variaciones en el indicador de flujo-zona o radio de poros garganta podra ser estimados de manera independiente lateralmente dentro de las capas de tejido en la roca de cada HFC en un depsito, utilizando los mtodos aplicados en los pozos, luego 8,9 permeabilidad puede ser modelado en 3D igual de bien con la ayuda de estos parmetros como el nmero de roca tela. Sin embargo, no existe ningn mtodo para medir estas propiedades entre los pozos, y no hay informacin tan poco acerca de su relacin a la estratigrafa carbonato como lo hay para permeabilidad en s. Por lo tanto, el modelado 3D permeabilidad en carbonatos llev a cabo con estos modelos normalmente recurrir a mtodos estadsticos aplicados sin la ayuda de un modelo estratigrfica.Sin embargo, la tela de rock cambios tienden a ser sistemticamente organizado en el de HFC de un modelo de secuencia estratigrfica, e importantes contrastes verticales pueden ocurrir entre correlacionables units.32 As, un nmero de rock tela calcula a partir de los registros por cable pueden proporcionar informacin importante para la integracin con un estratigrfica modelo y en el establecimiento de un esquema de estratificacin adecuada para la simulacin de yacimientos.Este enfoque para la integracin de la estratigrafa y petrofsica en un modelo de flujo ha sido utilizada en varios campos studies.19, 22,33 En el estudio Seminole San Andrs, 12 HFC y 41 de tela de roca capas de flujo se define. Una seccin transversal de entre 3 pocillos con 12 de estas capas se muestra en la figura. 15. El nmero de rock-tejido se calcula a partir de la ecuacin. 8, independiente-geoda porosidad se calcula a partir de la ecuacin. 9c, y la permeabilidad se calcul usando la ecuacin. 3. El de HFC se basan en cronoestratigrficas correlaciones y cada HFC se divide en dos capas de tela de flujo de rock, una capa inferior de barro dominada y una capa superior de granos dominado. La clase petrofsica y los lmites del ciclo de definir las capas del modelo de flujo. Interpartculas porosidad puede ser modelado estadsticamente entre los pozos, estructura de la roca pueden ser interpolados, y la permeabilidad puede ser calculado a partir del modelo generalizado entonces ampliarse a la red de flujo modelo. El modelo de yacimiento resultante integra propiedades petrofsicas con descripciones geolgicas y la estratigrafa de secuencias en 3D.ConclusionesPermeabilidad en carbonatos se pueden estimar a partir de los registros de pozos en al menos tres maneras diferentes sobre la base de las parametrizaciones de porosidad-permeabilidad en trminos de radio de poro de garganta, indicador de flujo de la zona, y el nmero de roca-tejido. La porosidad, la permeabilidad, el indicador de zona de flujo, y el radio de poro garganta son todos muy variable y difcil de predecir espacialmente en la mayora de los depsitos de carbonato, pero tela roca cambios tienden a ser sistemticamente organizado de una manera predecible dentro de un marco secuencia estratigrfica. Por lo tanto, el mtodo de clasificacin de rocas-fabric proporciona un vnculo vital entre los modelos de petro-fsicas y geolgicas que se pueden utilizar para construir mejores modelos de simulacin de yacimientos para la prediccin del rendimiento y la gestin de los embalses.El nmero roca-tejido en carbonatos se pueden estimar a partir de la saturacin de agua inicial y la porosidad por encima de la zona de transicin capilar, porosidad entre partculas en los reservorios sin gas puede ser estimado a partir de la porosidad total y el tiempo de viaje snico, a continuacin, permeabilidad en depsitos sin cavidades tocando o grandes cantidades cavidades de separadas se pueden predecir usando interpartcula porosidad y la estructura de la roca. Las ecuaciones para realizar estos clculos se elaboraron con datos de piedra caliza y dolomita depsitos de todo el mundo, y que proporcionarn una buena primera aproximacin en yacimientos con datos bsicos limitados. Sin embargo, deberan ser verificada y ajustada si es necesario utilizando datos petrofsicos y las clasificaciones de tela de roca de cada depsito de carbonato en los que se aplican.