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- In der Petrophysik beschreibt die Archie-Gleichung rein empirisch den Zusammenhang zwischen der In-situ-Leitfähigkeit eines Gesteins und der Leitfähigkeit des Wassers, mit dem die Poren vollständig gesättigt sind. Die Gleichung gilt nur für „tonfreie“ Gesteine. Angewendet wird die Gleichung auf Bohrlochmessungen bei der Ölexploration und zur Überwachung von Salzbergwerken und Deponien. (1. Archie-Gleichung)
* spezifischer Widerstand des gesättigten Gesteins
* spezifischer Widerstand des Porenwassers
* Porosität (Porenvolumen/Gesamtvolumen, mit zunehmender Zementation abnehmend)
* a: Tortuositätsfaktor oder Zementationsachsabschnitt (0,6 bis 1)
* m: Zementationsexponent (1,3 für Sand, 1,8 bis 2 für Sandstein)
* F: Formationsfaktor, fasst den Einfluss der Porengeometrie zusammen. Falls das Porenvolumen nur zum Bruchteil mit der wässrigen Phase gefüllt ist, wirkt sich das ähnlich aus, wie eine entsprechend kleinere Porosität: (2. Archie-Gleichung) Der Sättigungsexponent n wird meist auf Werten nahe 2,0 festgehalten. Dass und wie sich dabei der Achsabschnitt a ändert, hängt davon ab, ob die wässrige Phase den Stein benetzt und Luft verdrängt oder ob Erdöl den Stein benetzt und im Volumen von der wässrigen Phase verdrängt wird. (de)
- In petrophysics, Archie's law relates the in-situ electrical conductivity (C) of a porous rock to its porosity and fluid saturation of the pores: Here, denotes the porosity, the electrical conductivity of the fluid saturated rock, represents the electrical conductivity of the aqueous solution (fluid or liquid phase), is the water saturation, or more generally the fluid saturation, of the pores, is the cementation exponent of the rock (usually in the range 1.8–2.0 for sandstones), is the saturation exponent (usually close to 2) and is the tortuosity factor. Reformulated for the electrical resistivity (R), the inverse of the electrical conductivity , the equation reads with for the total fluid saturated rock resistivity, and for the resistivity of the fluid itself (w meaning water or an aqueous solution containing dissolved salts with ions bearing electricity in solution). The factor is also called the formation factor, where (index standing for total) is the resistivity of the rock saturated with the fluid and is the resistivity of the fluid (index standing for water) inside the porosity of the rock. The porosity being saturated with the fluid (often water, ), . In case the fluid filling the porosity is a mixture of water and hydrocarbon (petroleum, oil, gas), a resistivity index can be defined: Where is the resistivity of the rock saturated in water only. It is a purely empirical law attempting to describe ion flow (mostly sodium and chloride) in clean, consolidated sands, with varying intergranular porosity. Electrical conduction is only performed by ions dissolved in aqueous solution. So, electrical conduction is considered to be absent in the rock grains of the solid phase or in organic fluids other than water (oil, hydrocarbon, gas). Archie's law is named after (1907–1978) who developed this empirical quantitative relationship between porosity, electrical conductivity, and fluid saturation of rocks. Archie's law laid the foundation for modern well log interpretation as it relates borehole electrical conductivity measurements to hydrocarbon saturations (which, for fluid saturated rock, equals ). (en)
- Nell'ambito della petrofisica, la Legge di Archie lega la conduttività elettrica di una roccia sedimentaria alla sua porosità e alla saturazione in acqua salata. (it)
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- Nell'ambito della petrofisica, la Legge di Archie lega la conduttività elettrica di una roccia sedimentaria alla sua porosità e alla saturazione in acqua salata. (it)
- In petrophysics, Archie's law relates the in-situ electrical conductivity (C) of a porous rock to its porosity and fluid saturation of the pores: Here, denotes the porosity, the electrical conductivity of the fluid saturated rock, represents the electrical conductivity of the aqueous solution (fluid or liquid phase), is the water saturation, or more generally the fluid saturation, of the pores, is the cementation exponent of the rock (usually in the range 1.8–2.0 for sandstones), is the saturation exponent (usually close to 2) and is the tortuosity factor. The factor (en)
- In der Petrophysik beschreibt die Archie-Gleichung rein empirisch den Zusammenhang zwischen der In-situ-Leitfähigkeit eines Gesteins und der Leitfähigkeit des Wassers, mit dem die Poren vollständig gesättigt sind. Die Gleichung gilt nur für „tonfreie“ Gesteine. Angewendet wird die Gleichung auf Bohrlochmessungen bei der Ölexploration und zur Überwachung von Salzbergwerken und Deponien. Falls das Porenvolumen nur zum Bruchteil mit der wässrigen Phase gefüllt ist, wirkt sich das ähnlich aus, wie eine entsprechend kleinere Porosität: (2. Archie-Gleichung) (de)
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