Reservoir permeability is one of the important parameters derived from well test analysis. Small-scale permeability measurements in wells are usually made using core plugs, or more recently, probe permeameter measurements. Upscaling of these measurements for comparisons with permeability derived well tests (Pressure Build-Up) can be completed by statistical averaging methods. Well Test permeability is often compared with one of the core plug averages: arithmetic, geometric and harmonic. A question that often arises is which average does the well test-derived permeability represent and over what region is this average valid? A second important question is how should the data sets be reconciled when there are discrepancies?In practice, the permeability derived from well tests is often assumed to be equivalent to the arithmetic (in a layered reservoir) or geometric (in a randomly distributed permeability field) average of the plug measures. These averages are known to be members of a more general power-average solution. This pragmatic approach (which may include an assumption on the near-well geology) is often flawed due to a number of reasons, which is tried to be explained in this study. The assessment of in-situ, reservoir permeability requires an understanding of both core (plug and probe) and well test measurements ? in terms of their volume scale of investigation, measurement mechanism, interpretation and integration.Pressure build-up tests for 26 wells and core plug analysis for 32 wells have valid measured data to be evaluated. Core plug permeabilities are upscaled and compared with pressure build-up test derived permeabilities. The arithmetic, harmonic and geometric averages of core plug permeability data are found out for each facies and formation distribution. The reservoir permeability heterogeneities are evaluated in each step of upscaling procedure by computing coefficient of variation, The Dykstra-Parson?s Coefficient and Lorenz Coefficients.This study compared core and well test measurements in South East of Turkey heavy oil carbonate field. An evaluation of well test data and associated core plug data sets from a single field will be resulting from the interpretation of small (core) and reservoir (well test) scale permeability data. The techniques that were used are traditional volume averaging/homogenization methods with the contribution of determining permeability heterogeneities of facies at each step of upscaling procedure and manipulating the data which is not proper to be averaged (approximately normally distributed) with the combination of Lorenz Plot to identify the flowing intervals. As a result, geometrical average of upscaled core plug permeability data is found to be approximately equal to the well test derived permeability for the goodly interpreted well tests. Carbonates are very heterogeneous and this exercise will also be instructive in understanding the heterogeneity for the guidance of reservoir models in such a system.

Rezervuar geçirgenliği kuyu testi analizinden elde edilebilen önemli bir parametredir. Kuyularda gerçekleştirilen küçük ölçekli geçirgenlik ölçümleri genellikle karot tapaları, veya son zamanlarda, sonda permeametre ölçümleri ile yapılmaktadır. Bu ölçümlerin kuyu testinden (Basınç Yükselim Testleri) elde edilmiş geçirgenlik ile karşılaştırılması amacı ile ölçeklendirilmesi istatistiki ortalama methodu ile tamamlanabilir. Kuyu testinden elde edilen geçirgenlik değerleri genellikle karot tapalarının analizlerinin aritmetik, geometrik veya harmonik ortalamalarının biriyle karşılaştırılır. Genellikle ortaya çıkan soru kuyu testinden elde edilen geçirgenliğin hangi ortalamayı temsil etttiği ve hangi bölgeden sonra bu ortalamanın geçerli olduğudur. İkinci soru ise veriler arasında uyumsuzluk varken veri kümelerinin nasıl düzenleneceğidir.Pratikte, kuyu testlerinden elde edilen geçirgenliğin karot tapalarından elde edilen geçirgenlik ölçümlerine aritmetik (tabakalı rezervuarlarda) veya geometrik (rasgele dağılmış geçirgenlik alanlarında) ortalamalarının denk olduğu varsayılır. Bu ortalamalar kuvvet ortalaması çözümünün daha yaygın üyeleri olarak bilinir. Bu faydacı yaklaşım (kuyu civarı jeolojisindeki bir varsayımı de içerebilir) bir çok nedenden ötürü geçersiz kılınmaktadır ve nedenler bu çalışmada belirlenmeye çalışılacaktır. Rezervuar geçirgenliği değerinin belirlenmesi için hem karotun (tapa ve sonda) hem de kuyu testi ölçümlerinin araştırıldıkları hacim ve ölçüm mekanizmaları doğrultusunda anlaşılması, yorumlanması ve de bütünleştirilmesi gerekmektedir.Bu çalışmada 32 kuyunun karot geçirgenliği verileri ve 26 kuyunun basınç yükselim testinden elde edilen geçirgenlik verileri kullanılmış olup, karot geçirgenliği verileri ölçeklendirildikten sonra kuyu testi verileri ile karşılaştırılmıştır. Ölçeklendirilmiş karot geçirgenliği verilerinin aritmetik, geometrik ve harmonik ortalamaları her fasiyes ve formasyon için ayrı ayrı bulunmuş ve söz konusu karot verilerinin ölçeklendirilmesi aşamalarının her adımında ?coefficient of variation?, ?The Dysktra Parson's Coefficient? ve ?Lorenz Plot? ile rezervuar geçirgenliği heterojenite dağılımları bulunmuştur.Bu çalışma Türkiye'nin Güney Doğu Anadolu Bölgesi'ndeki bulunan bir ağır petrol sahasında (karbonat rezervuarı) yapılan karot analizlerini ve kuyu test sonuçlarını karşılaştırmıştır. Bir sahadan alınan kuyu testi verilerinin ve birleştirilmiş karot tapa veri kümelerinin değerlendirilmesi küçük (karot) ve rezervuar (kuyu testi) ölçeğinde elde edilen geçirgenlik verilerinin yorumlanması ile gerçekleşmiştir. Bu amaçla kullanılan teknikler geleneksel hacim ortalaması/homojenizasyon metotları ile ölçeklendirmenin her aşamasında geçirgenlik heterojenitelerinin hesaplanarak yaklaşık olarak normal dağılım göstermeyen veya ortalamasının alınması için uygun olmayan verinin düzenlenerek son halinin ise etkin akış birimlerinin de bulunması amacıyla Lorenz Planı metotu ile birleştirilmesidir. Sonuç olarak, yorumlaması iyi yapılmış kuyu testleri için kuyu testi geçirgenliği ölçeklendirilmiş karot testi geçirgenliğinin geometrik ortalamasına yaklaşık olarak eşit çıkmıştır. Karbonatların çok heterojen olması dolayısıyla bu çalışma ayrıca rezervuar modelleme sistemlerinde heterojenitenin anlaşılması açısından da öğretici bir rehber olacaktır.