Господа карбонатчики-доломитчики и другие моделёры-гидрофобы 
Есть вопрос по заданию насыщенности в модели двойной пористости: Как правильно задать насыщенность в матрице и трещинах/кавернах?
Есть насыщенность, определенная по каротажам - это свойство описывающее насыщенность ячейки без разделения на матрицу и трещины/каверны. Как заявляется в авторитетных изданиях по карбонатным коллекторам (например, Dr.Roberto Aguilera "Naturally Fractured Reservoirs") для коллекторов с апертурой трещин более 50 мкм остаточные насыщенности и капиллярное давление в трещинах = 0.
Таким образом, возникает дилемма:
1) Либо в трещинах/кавернах задать So=1 выше ЗСВ, So=0 ниже ЗСВ. В матрице тогда насыщенность определится из выражения So_log*poro_log = So_fracture*poro_fracture + So_matrix*poro_matrix (насыщенность, взвешенная по поровому объему). Остаточные насыщенности выразятся по той же схеме Swc_total*poro_log = Swc_fracture*poro_fracture + Swc_matrix*poro_matrix. Но в трещинах/кавернах Swc=0, т.е. Swc_total = Swc_matrix*poro_matrix/poro_log.
Так же Sor_total = Sor_matrix*poro_matrix/poro_log.
Очевидно, что Swc_total и Sor_total ниже, чем Swc_matrix и Sor_matrix, т.е. либо Квыт должен получиться высоким, либо Swc_matrix и Sor_matrix высокими, но тогда в матрице ничего течь не будет.
Например: у нас доля первичной пористости (матрица) в общей 39%, доля вторичной (трещины/каверны) = 61%. Остаточная вода 0.202, остаточная нефть 0.399, Квыт=0.5. Тогда получается, что в матрице остаточная вода должна быть 0,202/0,39=0,518, остаточная нефть 0,399/0,39=1,023 
2) Либо приравнять насыщенность в матрице и насыщенность в трещинах насыщенности по каротажам (So_fracture = So_matrix = So_log). Но тогда возникает вопрос как без капиллярного давления вода в трещинах удерживается в нефтяной зоне?
ЗЫ И вообще я не понимаю, сфигали в трещинах нет остаточных насыщенностей?
С капилярным еще можно понять, что оно на порядки меньше того, что в матрице, т.к. обратно пропорционально радиусу капиляра (но оно все равно есть).
В общем, делитесь опытом, кто как делает 
Мне кажется вы усложняете проблему. Обычно единственный параметр который связан это общая пористость и то тут есть разные варианты - вычитать или нет пористость трещин из пористости по каротажу чтобы получить пористость матрицы. Измерение насыщенности электрическими методами не аддитивно так что все эти вычитания это не нужная акробатика. Обычно капиллярное давление в трещинах принимают за 0 и насыщенность нефти меняется от 100% до 0. Параметры связанной воды и остаточной нефти определяются только для матрицы. За каверны не скажу - никогда не работал с ними.
Т.е. считать и в трещинах и в матрице насыщенность одинаковой (равной той, что по каротажам)?
Пожалуй, что нет.
Если принято капиллярное давление=0, то в ячейке должна быть только одна фаза - либо нефть, либо вода, либо газ. А значит насыщенность фазой в ячейке трещины будет =1.
Поищи критерии - может попадутся: исходя из чего капиллярное давление в системе трещин может быть ненулевым?
Начальная насыщенность в трещинах 100%, а в матрице по каротажам. Надо только быть осторожным так как насыщенность по индукционнику в трещиноватых коллекторах очень часто не работает.
+1 к словам ребят. + надо учитывать, что скорее всего объем трещин будет неслабый. Если подсечен уверенно уровень контакта, то проблем нет. (надо только ячейки не очень большие мастерить).А если уровень непонятен - то имем параметр адаптации истории.
Если же речь пойдет про угольные пласты, то тут трещины 100% вода.
Ну это такое. и так всем известно. я для поддержания разговора.
Интересный вариант, только почему каротаж показывает только матричную насыщенность, а не какую-то среднюю между матрицей и трещинами/кавернами?
С капиляркой понятно, она ведь обратно пропорциональна радиусу капиляра, а ширина трещины на несколько порядков превышает размер пор, следовательно и давление капилярное на столько же порядков будет меньше в трещинах, чем в матрице.
Вопрос в том, что остаточные насыщенности должны определяться не только капилярным давлением. Налей воды в кружку и вылей, посмотри на стенки кружки - есть там капли (остаточная вода)? А какое капилярное давление в кружке?
К тому же, как я в начале темы написал, непонятно как коэффициент вытеснения считать. При нулевых остаточных насыщенностях в трещинах/кавернах Квыт (полный - и в матрице и в трещина\кавернах) получается почти 1.
Во-во, в этом то и проблема. У нас доля вторичной пористости 61%, доля матричной - 39%. Если бы было как в классических учебниках, низкая доля вторичной пористости и очень высокая матричная, то неадекватных значений Квыт или остаточных не возникало.
Если он показывает какую-то среднюю между матрицой и трещинами, то интерпретация такой кривой будет скорее всего невозможна ввиду ее хаотичности. Опять же я не говорю что такое невозможно, это как раз очень даже бывает. Соответственно если показания согласуются с керном и могут быть настроены на него то это будет матрица. Еще можно использовать микрозонды - они с более высоким разрешениям и будут показывать матрицу. Но тут другие сложности начинаются. Вообще лучше использовать капиллярки которые более или менее сбиты по скважинам около ЗСВ.
У вас что каверны, если вторичная пористость почти половина от общей ?
Аналогия с кружкой не совсем правильная. Если уж до конца рассуждать, то после того как воду вылил - ополосни кружку спиртом и воды там не будет. То же самое и в коллекторе, в трещинах, вода вытеснит оттуда всю нефть, если квыт=1.
Матрица:
V = 0.39 Vп
Swl = 0.202
Swc = 0.399
K = (0.798-0.399)/0.798 = 0.480
Трещины:
V = 0.61 Vп
Swl = 0.000
Swc = 0.000
K = 1.000
Среднее между матрицей и трещинами:
Swl = 0.202 * 0.390 = 0.07
Swc = 0.399 * 0.390 = 0.15
K = (0.93 - 0.15) / 0.93 = 0.830
Но это если происходит одновременное вытеснение из матрицы и трещин, я не скажу оценки, исходя из капилярных, сигмы и отношения проницаемостей, при некоторых скоростях фильтраци, матрица не успевает отдавать нефть в трещины. Поэтому, если объеденять две среды в одну, К = 0.830 это максимальная, недостижимая оценка. Для матрицы Swc = 0.399 будет выше и коэффициент вытеснения ещё ниже чем 0.48 (хотя он и так ниже плинтуса, здесь также ошибка в выборе агента нагнетания, качать воду пустое дело). Такой низкий Квытеснения, это обычно следствие низкой проницаемости. И я бы оценил, что в матрице у вас будет не 0.480, а допустим смело 0.480/2=0.240.
Хотя о чем это я. Судя по соотношению 0.39 / 0.61 вы ваш никудышный коллектор хотите выдать в более красивом свете. А это уже вне физики пласта.
Да, каротажи с керном не очень-то бьются. Видимо, все-таки насыщенность по ним не только матричная.
Исследований по капиллярному давлению, ОФП и по остаточным насыщенностям не проводилось.
Вторичная емкость обеспечивается трещинами и кавернами - коллектор состоит из доломитов и известняков.
Завязывал бы ты со спиртом, Диман
Переходи на более цивилизованные напитки 
Если серьезно, то спирт тут не при чем, можно и серной кислотой кружку ополоснуть - тоже воды не останется, но какое это имеет отношение к пласту? В аналогии с кружкой есть другой подвох - капли на стенках кружки удерживаются не капиллярным давлением, ибо размер капиляра в данном случае это диаметр кружки. Смачиваемость обеспечивается поверхностным натяжением.
Подобрать такой материал, чтобы угол смачиваемости для двух различных флюидов был равен 180 градусов (абсолютная несмачиваемость) практически невозможно. Поэтому в трещинах в пласте по-любому есть остаточные флюиды (хотя бы один из них), только вот их доля может быть очень низкой.
Возращаясь к кружке, остаточная вода в ней будет значительно меньше 1%. Поэтому аналогия не очень хорошая, но зато наглядная
Я имел в виду, что 0.202 - это остаточная вода в целом в породе (с учетом матрицы и трещин). Получено это значение из анализа распределения насыщенностей от высоты от ЗСВ по скважинам (по каротажам). Остаточную нефть 0.399 взяли тупо исходя из того, чтоб Квыт был 0.5, как в техсхеме разработки. Т.е. этот параметр не обоснованный. То, что Квыт может оказаться и ниже по факту, я не спорю, этого мы пока не знаем (исследований нет).
Соотношение 0.39 / 0.61 мне тоже не очень нравится, но оно получено по керновым данным, т.е. по реальным замерам пористости на шлифах и на больших кусках керна. То, что доля вторичной пористости такая высокая, объясняется тем, что это доломиты, в которых есть не только трещины, но и каверны. Выдать что-то в каком-то там свете я не пытаюсь, я не продаю это месторождение, оно не моё. Я просто хочу докопаться до истины, но данных слишком мало для прямых выводов, приходится довольствоваться только "косвенными уликами"
Воду там не качают, кстати, только поглощающая скважина есть. Зато водоносный пласт активен. Так что относительно ошибок использования воды, это к матушке-природе
Про то, что матрица может не успевать отдавать нефть - хороший комментарий, используем.
Добавлю, в двойных средах капиллярные силы начинают играть, гораздо более важно значение по сравнению с обычным коллектором, где ими при описании добычи можно пренебречь без потерь). В трещиноватом коллекторе капилярые силы в трещинах на порядки ниже капилярных сил в матрице, но обмен между матрицей и трещинами как раз происходит за счет киплярных сил, ну и еще гравитационных. Вязкостные силы, за счет меньших перепадов давления (из-за высокой проводимости трещин) оказываются недостаточными чтобы вытеснять нефть из матрицы в трещины, это происходит из-за контраста насыщенностей в трещинах и матрице.
Остаточную нефть и воду в трещинах задавать все же не стоит, задавайте нули, и фазухи палками.
Смачиваемость какая?
Да, в сильно трещиноватых коллекторах капиллярки и смачиваемость это самое главное. Тут главное правильно измерить капиллярки и восстановить пластовую смачиваемость. Если у вас сильно кавернозный коллектор с высокой проницаемостью и трещинами то КИН может получится очень высоким, например Cantarell в Мексике, 48% и еще работает.