Это больше похоже на density, чем на ratio. По логике. А термины не знаю.

porosity x thickness =

...должно быть storativity по аналогии с conductivity

встречал в геологии при построении графиков Лоренца

porosity x thickness x oil saturation =HPV (Hydrocarbon pore volume)

porosity x thickness x water saturation = ?      ИМХО- херня 

porosity x thickness =Gross (Gross Volume) редко, в основном при описании "нетрадиционных коллекторов" 

porosity x thickness= net thickness хотя net может это уже с нефтью.

Да ладно городить-то, не объем это и не толщина. Объем в кубах измеряется, а net thickness считается без учета пористости. Это плотность на единицу площади сооветственно всего флюида, нефти и воды в пластовых условиях.

с УВ должно быть net pay, а не только net

porosity x thickness= net thickness

porosity x thickness (above contact)= net pay thickness

Сколько ж мнений то однако.

Произведение пористости и толщины никак не может быть эффективной толщиной, равно как и эффективной нефтенасыщенной толщиной. Не пугайте меня. Термин "плотности запасов" или чего-то похожего ближе к истине, но абсолютно не является общеприменим, всего пару раз встречал, тот же  storativity и то популярнее, хотя бы на графиках Лоренца.

Наиболее общеупотребимые термины:

porosity x thickness= pore volume (PV)

porosity x thickness x hydrocarbon saturation = hydrocarbon pore volume (HCPV)

Если используются граничные значения и какой-то объем обрезается, т.е. есть NTG, то добавляется термин net, i.e. net PV & net HCPV

Неизвестный, 

как проценты или д.е. помноженные на метры может давать м3?????

Все что вы написало верно при добавления переменной площади.

Насчет эффектинвной согласен, погоричился. Имелось ввиду что net там где вообще есть эфф. пористомть.

По формальным признаком термин не точен, тем не менее так оно есть. Корнями применение PV и HCPV для скважин уходит в анализ чувствительности граничных значений (cut-off sensitivity). Для упрощения жизни из формулы убрали площадь, как не зависящую величину, а название продукта оставили.

"storativity", что-то в словарях найти этого слова не могу

storativity — удельный коэффициент регулирования. Объем воды, который водоносный горизонт может выделить или принять на единицу его поверхности за единицу изменения статического напора. В замкнутом водоносном горизонте добыча воды при понижении гидростатического напора сопровождается расширением объема воды и сокращением объема водоносного горизонта, в то время как поступление воды в водоносный горизонт уравновешивается частично ее сжатием и частично расширением объема водоносного горизонта. В безнапорном водоносном горизонте объем воды, добытый из него или поступивший в него в результате этих процессов, незначителен по сравнению с объемом воды, вовлеченным в гравитационное дренирование или заполнение пор. В безнапорном водоносном горизонте удельный коэффициент регулирования фактически равен удельному дебиту.

из толкового словаря английских геологических терминов

что то вы реально намудрили тут)))
нэт фикнес - это мощность продуктвиной части пласта. то есть то что вы отрезали по вашему катофу. А ни как не перемножение пористости на мощность. Сие есть вообще какая то чушь при использовании мощность пласта без выделения эффективной части.

не ожидал что вроде как опытные спецы работающие в Голландии и Мексике так накосячат...хотя с голландского спеца чего брать? мадагаскарские лемуры они такие....

Вот ты Петя...
Уже все все поняли, насчет пористости написали- очепятка.

И ксти нэт фикнес это эффективная толщина (продуктивная часть если только с водой вместе).
Нэт пэй фикнес- эффективная (газо)нефтенасыщенная (те выше контакта).

Так что не надо тут ля-ля.

Celebrity пишет:

Вот ты Петя...
Уже все все поняли, насчет пористости написали- очепятка.

И ксти нэт фикнес это эффективная толщина (продуктивная часть если только с водой вместе).
Нэт пэй фикнес- эффективная (газо)нефтенасыщенная (те выше контакта).

Так что не надо тут ля-ля.

net thikness не имеет никакого отношения к типу насыщения. Это просто часть пласта в которой возможна фильтрация флюидов.
В российской практике - то, что выше нуля динамической пористостости. В западной - то, что выше катофа, вытянутого из сенситивити плота.
pay да....тут к насыщению привязка.

На мой взгляд, было бы гораздо полезней разобраться с такими понятиями как
1) динамическая пористость (Кп дин)
и
2) граничная пористость (Кп гр)
"Кп дин" вычисляется как "Кп дин=Кп-Кво-Кно". Самым коварным слагаемым здесь является Кно, которое, как правило, принимается просто константой. На кой черт и кому нужна такая "Кп дин" ума не приложу.
"Кп гр" вычисяется как величина общей пористости при равенстве 0 эффективной пористости. А если в пласт закачается ПАВ или сделается ГРП, то там, где ничего не текло, может что-то и побежать. Тогда получается величина "Кп гр" является изменяющейся величной в зависимости от способо разработки месторождения. Тогда получается всякий раз при использовании ПАВ, ГРП или какой-нибудь другой штуки нужно "Кп гр" пересматривать и запасы заново пересчитывать?
В общем, какая-то чушь, на мой взгляд, получается...

tikiero пишет:

На мой взгляд, было бы гораздо полезней разобраться с такими понятиями как
1) динамическая пористость (Кп дин)
и
2) граничная пористость (Кп гр)
"Кп дин" вычисляется как "Кп дин=Кп-Кво-Кно". Самым коварным слагаемым здесь является Кно, которое, как правило, принимается просто константой. На кой черт и кому нужна такая "Кп дин" ума не приложу.
"Кп гр" вычисяется как величина общей пористости при равенстве 0 эффективной пористости. А если в пласт закачается ПАВ или сделается ГРП, то там, где ничего не текло, может что-то и побежать. Тогда получается величина "Кп гр" является изменяющейся величной в зависимости от способо разработки месторождения. Тогда получается всякий раз при использовании ПАВ, ГРП или какой-нибудь другой штуки нужно "Кп гр" пересматривать и запасы заново пересчитывать?
В общем, какая-то чушь, на мой взгляд, получается...

а ты чего не спишь то? )))
странная формулировка динамической пористости у Вас коллега)) в моей практике имеет место следующая формула - Кп_дин=Кп(1-Ков-Кон)
Касательно Кно - в том же Коре лабе при определении фазовых проницаемостей опредляют Кно (Sor).
В отечественной практике действительно приходилось брать константу.

Касательно пересчета запасов - ну тут же какие цели ставите. Если нужно подготовить месторождение к продаже - то  да))) можно занизить граничное значение. Уже столько видел как 1-2% срезали при "оперативном подсчете".
Правда как привязать к ПАВам это - я честно говоря не знаю.

Цитата:

net thikness не имеет никакого отношения к типу насыщения 

Кп граничное вообще условное понятие. Сомневаюсь, что можно говорить о постоянном значении оного в пределах пластах простирающегося на десятки километров (даже в пределах одной фации).
Вообще оперативный пересчет на то и рассчитан чтобы отображать на запасах все те изменения, что произошли за последний год.
Другое дело, то что увеличение одного параметра может компенсировать уменьшение другого. А в ячейке 50 на 50 метров сложно отобразить изменившуюся пористость в радиусе 5-10 метров.

porosity x thickness = по-русски линейная ёмкость, E, м.
porosity x thickness x oil saturation = по-русски линейные запасы нефти в м.
porosity x thickness x water saturation = у нас аналога не видел. По идее - линейные запасы воды в пласте, м.
Все три вышеперечисленных параметра практического значения не имеют.

Мнение оператора Пэтровича
===
Ваше мнение насчет производных от пористости компании Шелл?
- Чё?
- Ну, начнём с porosity x thickness?
- А, так бы и сказал. Это же линейная ёмкость E, е…ь её в с…ку.
Был недавно я в конторе в городе, иду из сортира, на, слышу - слова умные какие-то, типа импеданс, мля, инверсия, ну и всё такое. Ну, думаю - наливают там, стопудово. Захожу: какой-то ботан впаривает про эту, 3Д сейсмику, б…ь.
Короче, грит, вычислили мы эту, как её, ёмкость, мля, линейную - вроде как, между скважинами, по сейсмике. 3 часа мОзг е…л. Ну, и х.. с ней, с сейсмикой, я побухать пришёл нахаляву. Вечером стакан вина накатил с нашей интеллиХенцией в столовке, потом пару батлов водки у ларька, как обычно, на…
Ладно, х… с ним. Ну, давай, за Победу!
Короче, утром команда прошла от нашего геолуха - бурить там, где эта самая линейная ёмкость по сейсме максимальна. А там, нах, по сторонам скважины хилые, жертвы аборта, б…ь, по нашим меркам - я их сам, убогих, с вывода на режим помню. Ну, мы с пацанами и думаем - ты ё…ся, уважаемый? Ладно, не наше дело, мы пробы отбираем, уровнЯ меряем, да ГЗУ чиним.
В общем, бурнули эту скважину, и ясное дело, геолухи обосрались. Е…ь ты лох, геолух!!! - чисто по сейсме скважину закладывать!!!
- Спасибо за эмоциональный рассказ, Петрович. А что думаете насчёт porosity x thickness x oil saturation?
- Да это ж линейные запасы называется, типа нефть в метрах. Нах… надо не знаю. Ну, там, гомикам-извращенцам во всяким в Европах, может и интересно, конечно.
- А как насчёт porosity x thickness x water saturation?
- Ну, вообще, это типа линейные запасы воды в пласте в метрах, б..я. Помню, наш мастер в цеховской общаге как-то утром 1 января проснулся и кричит: у нас вода есть!? Конечно, отвечаю, подтоварки море, н..х. А он: е…ь, а хотя бы сеноман с ДНСки?!!? Ну я ему, оф кос, мол, имеется. Он по комнате бегать начал, кричать “А сколько и где, дай мне сейчас же!!?!”. Ну, я и посчитал по этой формуле - получилось много сеномана. Ну, коллега побузил, потом успокоился и снова лёг спать. Правда, почему-то потом хотел меня премии лишить… Такие дела.
- Спасибо за интервью, Петрович!
===

Пэтрович нормуль отжёг )))