. (1392). بررسی معادلات تجربی و ارائه یک معادله برای محاسبه ضریب سیمان شدگی در یکی از میادین کربناته سازند آسماری واقع در جنوب غربی ایران. پژوهش نفت, 19(60), 104-111.
. "بررسی معادلات تجربی و ارائه یک معادله برای محاسبه ضریب سیمان شدگی در یکی از میادین کربناته سازند آسماری واقع در جنوب غربی ایران". پژوهش نفت, 19, 60, 1392, 104-111.
. (1392). 'بررسی معادلات تجربی و ارائه یک معادله برای محاسبه ضریب سیمان شدگی در یکی از میادین کربناته سازند آسماری واقع در جنوب غربی ایران', پژوهش نفت, 19(60), pp. 104-111.
. بررسی معادلات تجربی و ارائه یک معادله برای محاسبه ضریب سیمان شدگی در یکی از میادین کربناته سازند آسماری واقع در جنوب غربی ایران. پژوهش نفت, 1392; 19(60): 104-111.
بررسی معادلات تجربی و ارائه یک معادله برای محاسبه ضریب سیمان شدگی در یکی از میادین کربناته سازند آسماری واقع در جنوب غربی ایران
برای تعیین ذخیره هیدروکربن مخازن، محاسبه اشباع‌شدگی سیالات دارای اهمیت زیادی است و روابط آرچی به‌منظور تعیین اشباع شدگی آب در مخازن هیدروکربنی مورد استفاده قرار می‌گیرد. این روابط دارای ضرایبی هستند که در آزمایشگاه تعیین می‌شوند و در صورت غیر قابل دسترس بودن نتایج آزمایشگاهی، از مقادیر ثابتی استفاده می‌گردد، با توجه با ساختار ناهمگون در سنگ‌های کربناته، استفاده از مقادیر ثابت منجر به خطای زیادی در محاسبات می‌شود. در این مطالعه به منظور بررسی ارتباط مقاومت ویژه سازندی و تخلخل و همچنین ارائه رابطه‌ای تجربی بین ضریب سیمان شدگی و تخلخل و تعیین میزان تطابق این رابطه با روابط ارائه شده توسط سایر محققین، اندازه‌گیری‌های آزمایشگاهی مقاومت الکتریکی بر روی مغزه‌های یکی از میادین کربناته ایران در سازند آسماری انجام گرفته است. بر اساس نتایج، رابطه بورایی با نتایج آزمایشگاهی سازند مورد مطالعه تطابق بیشتری دارد و می‌توان با تغییر ضرایب این معادله آن را برای سازند مورد مطالعه به‌کار گرفت. برای تعیین ضریب سیمان شدگی یک رابطه خاص را نمی‌توان به‌کار برد و لازم است این ضرایب برای هر سازند با انجام آزمایش تعیین شوند. نتایج همچنین نشان می‌دهند ضریب همبستگی بین ضریب سیمان شدگی و تخلخل برای نمونه‌های سازند مورد مطالعه برابر 76 درصد می‌باشد و با جداسازی نمونه‌ها با تخلخل کمتر از 5 درصد و بیشتر از 5 درصد می‌توان به روابط دقیق‌تری برای تعیین ضریب سیمان شدگی دست یافت.
Investigation of Empirical Equations for Calculating Cementation Factor, In Carbonate Asmari Formation; The West Southern Iranian Oil Field
چکیده [English]
Calculation of water saturation plays a major role in formation evaluation. Archie formula is one of the fundamental methods for calculating the water saturation of formation which contains laboratory measured parameters named Archie coefficients. When there is no access to laboratory measurement results, the Archie constants are used. Due to the heterogeneity and structural variety in different carbonate rocks, Archie constants lead to so many calculation errors. In this study, Archie coefficients have been determined for Asmari formation carbonate rocks through experiments; then some important empirical equations have been used in order to calculate Archie coefficients and compare them with the measured ones; eventually a relationship has been established between porosity and cementation factors. Results indicate that Borai formula has the best accordance with experimenta data; but in order to use its formula, we must swap the coefficients with observed experimental data. Results also suggest that the experimental data have coefficient of correlation equaling 76 percent and we will witness better results provided that there are isolate samples with porosity lower than 5 percent.
1] Archie G.E., “The electrical resistivity logs an aid in determining some reservoir characteristics”, Petroleum Technology, Vol. 5, pp. 32-37, 1942.
[2] Rahimi M., Rezaee M.R., Kazemzadeh E. & Saadat K., Determination of Archie coefficients (m&a) and their various data processing, for Asmari formation, for one of the southern Iranian oil field, 23rd Symposium on Geosciences, Tehran, 2005.
[4] Lucia F.J., Petrophysical parameters estimated from visualdescription of carbonate rocks: a field classification of carbonate porespace, JPT 35, 629. 1983.
[5] Kazemzadeh E., Nabi Bidhendi M., Keramati M., Rezaee M.R. & Saadat K., “A new approach for the determination of cementation exponent in different petrofacies with velocity deviation logs and petrographical studies in the carbonate Asmari formation”, Journal of Geophysics and Engineering, No. 4, pp. 160-170, 2007.
[6] Kazemzadeh E., Nabi-Bidhendi M. & Rezaee M.R., “The study of formation resistivity factor by using hydraulic flow units method in carbonate reservoirs”, Journal of Science Tehran university, Vol. 34, No. 1, pp. 13-21, 2008.
[7] Rezaee M.R., Motiei H. & Kazemzadeh E., “A new method to acquire m exponent and tortuosity factor for microscopically heterogeneous carbonates”, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 56, pp. 241-251, 2007.
[8] Schlumberger Well Services, Log Interpretation Charts, Schlumberger, Well Services 1986.
[9] Borai A.M., “A new correlation for cementation factor in low-porosity carbonates”, paper SPE 14401 presented at the 1985 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Sept., pp. 22-25, 1985.
[10] Nugent W.H., Brie A., Johnson D.L. & Nurmi R.D., “Effect of spherical poreson acoustic and resistivity measurements”, presented at the 1985 Soc. of Professional Well Log Analysts 26th Annual Logging Symposium, paper W, 1984.
[11] Asquith G.B., Handbook of log evaluation techniques for carbonate reservoirs: methods in exploration, American Association of Petroleum Geologists, Series No. 5, 1985.
[12] Ragland D.A., “Trends in cementation exponents(m) for carbonate, pore systems”, Petrophysics, Vol. 43, pp. 434-446, 2002.
[13] Rasmus J.C., A variable cementation exponent, m, for fractured carbonates, The Log Analyst (Nov.– Dec.), pp. 13-23, 1983.
[14] Rezaee M., Formation evaluation text book, Tehran university, geology faculty.
[15] Sethi D.K., Some considerations about the formation resistivity factor-porosity relations, 20th SPWLA Symposium, 1979.
ابتدای صفحه