@article { author = {Bazyar, Mohammad Javad and Asef, Mohammad Reza and Misaghi, Ali}, title = {Introducing an optimized procedure for estimation of porosity, using a combination well log data}, journal = {Journal of Petroleum Geomechanics}, volume = {5}, number = {1}, pages = {82-91}, year = {2022}, publisher = {Petroleum Geomechanics Association}, issn = {2538-4651}, eissn = {2538-4643}, doi = {10.22107/jpg.2022.353770.1177}, abstract = {Porosity is a very sensitive parameter for determining the velocity of waves, estimating geomechanical parameters and petrophysical properties of hydrocarbon reservoirs. Today, in oil industry this parameter is obtained by using the helium gas injection method on core samples. Determining porosity by methods such as core analysis requires a lot of time and money. Coring is difficult and costly. In addition, it is not possible to core in some wells (such as horizontal wells). Therefore, due to the lack of sufficient cores and lithological changes and heterogeneity of reservoir rock, the determination of this parameter by conventional methods is not very accurate. So far, many experimental relationships have been proposed to calculate porosity, but in most cases, the results in different regions are not desirable. In this study, in an oil well South-west Iran, porosity was measured using neutron, density and sonic logs and also a combination of these data. Then for 645 specimens of the same section, porosity was measured using helium gas injection test. Correlation analysis and mathematical manipulation resulted in an empirical equation for estimation of porosity based on a combination of three indicators: compressional wave velocity (Vp), density (), and the ratio of compressional to shear wave velocities (Vp/Vs). Artificial intelligence technics were used to optimize this empirical equation. As a result, porosity can be estimated at a lower cost and more accuracy for the whole length of drilling.}, keywords = {porosity,Geomechanics,Petrophysics,Helium gas injection,Neutron log,Density log,Sonic log}, title_fa = {معرفی روش بهینه تخمین تخلخل با استفاده از تلفیق نگاره‌های چاه‌پیمایی}, abstract_fa = {تخلخل یک عامل بسیار حساس در تعیین سرعت امواج، تخمین پارامترهای ژئومکانیکی و خصوصیات پتروفیزیکی مخازن هیدروکربنی محسوب می­‌شود. امروزه در صنعت نفت این پارامتر با استفاده از روش تزریق گاز هلیوم به نمونه­‌های مغزه (پلاگ) به دست می­‌آید. تعیین تخلخل توسط روش­‌هایی مانند آنالیز مغزه مستلزم صرف زمان و هزینه بالا است. مغزه­‌گیری عملی دشوار و پرهزینه است. به علاوه امکان مغزه­‌گیری در برخی چاه­‌ها (مانند چاه‌های افقی) وجود ندارد. بنابراین به علت نبود مغزه­‌های کافی و تغییرات سنگ­‌شناسی و ناهمگنی سنگ مخزن، تعیین این پارامتر توسط روش‌­های معمول از دقت چندانی برخوردار نمی‌­باشد.در این پژوهش در یکی از چاه­‌های نفتی در جنوب غرب کشور تخلخل بر اساس داده­‌های نگاره نوترون، چگالی، صوتی، و همچنین تلفیق این نگاره­‌ها محاسبه شد. برای تعدادی نمونه مغزه هم تخلخل به‌روش تزریق گاز هلیوم محاسبه شد. با استفاده از تحلیل آماری-ریاضی رابطه تجربی برای محاسبه تخلخل بر اساس تلفیقی از نگاره­‌های پتروفیزیکی ارائه شد که رابطه پیشنهادی مقدار واقع بینانه‌­تری نسبت به سایر روش‌ها بدست می­‌دهد. از دیگر مزایای این روش می‌­توان گفت که بر خلاف سایر روش‌­های موجود، هم به صورت برجا و هم بصورت غیر برجا (آزمایشگاهی) قابل اجرا است، و اینکه هزینه­‌های تمام شده با این روش بسیار کمتر از سایر روش­‌های موجود است. از دیگر نکات مثبت این روش می­‌توان به قابل اجرا بودن آن برای همه سنگ­‌ها از نظر جنس اشاره کرد. به عبارت دیگر نکته مهم در روش پیشنهادی این است که در این روش بر خلاف سایر روش­‌ها که فقط از یک عامل برای اندازه­‌گیری تخلخل استفاده می‌­شود (به عنوان مثال: میزان هیدروژن در روش نگاره نوترون یا سرعت موج طولی در روش نگاره صوتی)، در این روش از سه پارامتر شامل: چگالی، سرعت موج طولی و سرعت موج برشی استفاده می­‌شود که میزان خطا را به طور چشمگیری کاهش می­‌دهد.}, keywords_fa = {تخلخل,ژئومکانیک,پتروفیزیک,تخلخل سنج هلیومی,نگار نوترون,نگار چگالی,نگار صوتی}, url = {http://www.irpga-journal.ir/article_155315.html}, eprint = {http://www.irpga-journal.ir/article_155315_470219346b8d90107a90d5bebc776abb.pdf} }