Литотипы и седиментология

Форум » ЛИТОТИПЫ и СТЕРЕОЛОГИЯ - LITHOLOGY & STEREOLOGY » Литотипы и седиментология » Ответить

Литотипы и седиментология

BorisE: Забавно, но существует несколько способов выделения литотипов Гидродинамики делят по ФЕС Седиментологи (истинные или самоназываемые) - по их реконструкциям седиментологии Петрофизики - по изменению типа связи (причем зависит это изменение от размерности и структурыэтой связи) Но, похоже с Ю2 (Западная Сибирь) все близки к стремлению найти общий язык - без этого - тут совсем никуда! Другое дело, что геологи с номенклатурой порой путаются То пресловутое Ю1-2 появляется То в Ю2 умудряются найти коллектора с весьма приличной проницаемостью и еще ровно по ним (трудно же по более глинистым!) проводить замеры капиллярометрии.

Ответов - 46

bne: НАЙМУШИН ДМИТРИЙ ГЕОРГИЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ МАЙСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗСНГП, ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ) http://www.tpu.ru/files/nu/disser/naymushin.pdf

bne: расположены рядышком и ЮС-2 у них похоже устроено Что-то не сильно похоже, хотя может быть эффект разных лабораторий Причем нтересно, что по гранулометрии ЮС смотрится более неоднородным чем БС-10 (все фракции явно представлены равномернее) Не менее занимательно и ожидаемое наращивание доли преобразованных полевых шпатов и (мало данных!) оценка старой гипотезы, что изначально размеры полевых шпатов немного побольше А ведь как красиво это все замыкалось в 80-х модель смесей с учетом и размеров и выветривания Другая жизнь пошла в которой большинству на это наплевать, а самому не сильно интересно

BorisE: Из МФТИ в Baker. Интересно, а по существу что за этим стоит? A Pore-Level Approach to Petrophysical Interpretation of Well Logging Measurements Mikhail Gladkikh Scientist, Baker Atlas, Technology Development Group DATE: Wednesday, November 8th, 2006 TIME: 12:00 AM (Cocktails at 11:30 am) PLACE: FAIRMONT PALLISER HOTEL 133, 9th Ave. S.W. Calgary Abstract: An accurate description of water- or oil-bearing reservoirs and the assessment of reserves strongly depend on a robust determination of their petrophysical parameters, e.g., porosity, permeability and fluid distribution, reflecting fluid type, content, and mobility. Downhole measurements provide means to formation evaluation; however, they do not directly provide the petrophysical properties of interest. To interpret well logging data, a range of empirical models are usually employed. These empirical relationships, however, lack scientific basis and usually represent generalizations of the observed trends. To provide a link between a detailed description of the physical processes occurring at the pore scale and the macroscopic properties of sedimentary rocks, a new pore-level approach to petrophysical interpretation of logging measurements is suggested in this work. A powerful means to create such a link is to develop quantitative relationships between the petrophysical properties and the geologic processes involved in forming the rocks. Here we describe the use of simple but physically representative models of the results of several rock-forming processes, e.g., sedimentation, cementation, and the formation of authigenic clay minerals. The key feature of these models is that they are geometrically determinate or precisely defined based on the knowledge of the location of every grain comprising the model rock and hence the morphology of the pore space at the grain scale. We outline a method for computing macroscopic petrophysical properties using the proposed rock models. Unlike many approaches to pore-level modeling, our approach introduces no adjustable parameters and thus can be used to produce quantitative, a priori predictions of the rock macroscopic behavior. These a priori predictions, in turn, allow for successfully inverting and interpreting logging data to obtain petrophysical parameters of sedimentary rocks, such as absolute and relative permeabilities as well as capillary pressure curves. For example, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) logs contain information about grain size, allowing for an accurate petrophysical interpretation by means of the presented pore-level approach. Biography: Mikhail Gladkikh is working as a scientist with the Baker Atlas Technology Development Group in Houston. He has been working for the past year and a half with Baker on Petrophysics and Pore-scale modeling. His current interests are in the applications of pore-scale modeling to the petrophysical interpretation of formation evaluation data. Prior to that he was doing research as well as teaching at the University of Texas at Austin which is where he obtained his doctorate in Computational and Applied Mathematics under the supervision of Dr. Steven Bryant. His undergraduate time was spent at the Moscow Institute of Physics and Technology where he obtained his B.S. as well as an M.S in Applied Mathematics and Physics. He is the author of several papers had has presented most recently at the CSPG-CSEG-CWLS Joint Convention in Calgary last May. http://cwls.org/luncheons/luncheon.php?id=9

viking23: For example, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) logs contain information about grain size Вот это заблуждение:)

bne: Если можно связать размер зерен с величиной глинистости то это будет работать Но это не всегда проходит Таки структура может влиять

Isajcheva: viking23 пишет: For example, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) logs contain information about grain size Вот это заблуждение:) Смотря как перевести. grain size – размер гранул если имеется ввиду поровое пространство, то все правильно; если поровое пространство + матрица, то это заблуждение.

bne: Увидел сопоставление методов гранулометрии Лазерные методы дают систематику относительно классических (включая отмучивание) Может бы првильнее было бы говорить не то как по ним выходит, а так чтобы не расходились результаты? Или давать вариант поправки прежних?

bne: Сомнительность некотрых приемов и общая проблема Сейчас вынужден заниматься темой с которой приходится пересекаться с электрофациями Тема эта уже затрагивалась в технологическом аспекте http://petrophysics.fastbb.ru/?1-3-0-00000023-000 Говорил с людьми которые использовали для выделения СВАН-анализ Оценки весьма пессимистичные По работе вынужден был смотреть что там Pamberton наворотил по Красноленинскому своду Из доклада на AAPG New Exploration Perspectives on the Jurassic of Southern Western Siberia Sergei Hafizov1, Vladimir Shimansky2, George Pemberton3, John Dolson1, and Richard Herbert4. (1) TNK-BP, Moscow, Russia, phone: +7 4957669695, SFHafizov@tnk-bp.com, (2) Lithology department, All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), 39, Liteiny ave. St.Petersburg, Russia, St.Petersburg, 191104, Russia, (3) Earth and Atmospheric Sciences, University of Alberta, 1-26 Earth Sciences Building, Edmonton, AB T6G 2E3, Canada, (4) Vice President Exploration, TNK-BP, Moscow, Russia The Jurassic of Western Siberia contains at least 28 billion barrels of recoverable reserves. Many of these accumulations are combination valley-fill traps flanking paleo-hills which can have relief in excess of one kilometer. New data from biostratigraphy, ichnology, 3D seismic and regional geology reveals an extensive regional pattern of paleo-drainage networks which are particularly pronounced in the South. Late Paleozoic accreted terrains associated with the Uralian collision formed the basic tectonic framework controlling the location of the interfluves. Early Triassic rifting accentuated some of these structures and created strong controls on the position of the early Jurassic river systems. These valley networks have filled with non-marine, estuarine and marine strata which generally show a progressive southward onlap. Detailed core and seismic data, however, reveal numerous higher frequency fluctuations and the development of both local and regional unconformities which interrupt this transgressive fill. Estuarine valley fills are dominant in the south and production occurs from channelized sandstones, tidal inlets, flood-tidal and bay head deltas and barrier islands. World-class Bazhenov source rocks overlying the Jurassic reservoirs have charged much of the section from downward migration. Additional deeper source rocks contribute though vertical migration. Exploitation of these reservoirs is not without challenge, as facies relationships are complex, reservoir quality variable and only a detailed understanding of the micro-facies in each field will reveal the keys to additional production and new accumulations. The Preliminary Program for 2007 AAPG Annual Convention and Exhibition (April 1 - 4, 2007) Есть и следы на Тюменской конференции прошлого года Краткий курс AAPG – 2. Ихнологический анализ следов жизнедеятельности древних организмов в керне и его практическое применение для детального расчленения разреза по принципам сиквенс-стратиграфии, Джордж Пембертон, Екатерина Вольфович 3.12.2008, г. Тюмень: Место проведения: Кернохранилище TНK-BP, М. Горького, 42 Вместимость: 20 человек на каждую сессию Сессия 1: 10 00 – 13 00 Сессия 2: 14 00 – 17 00 Стоимость: бесплатно NNErmolaeva@tnk-bp.com Джордж Пембертон является профессором геологии в Университете штата Альберта (Канада), получившим международное признание как ведущий эксперт по детальной сиквенс-стратиграфии. В 2008г. по решению AAPG ему будет вручена награда за выдающиеся заслуги в области образования. Уже более года Джордж Пембертон регулярно работает в России, проводя консультации по сиквенс-стратиграфическому анализу на основе кернового материала. В ходе семинара на примере керна, отобранного из скважин Западной Сибири, будут проиллюстрированы методы выделения 1) несогласий, 2) поверхностей затопления, 3) дельтовых и эстуариевых фаций, а также 4) характерных следов жизнедеятельности ископаемых организмов, позволяющих определить специфические условия седиментации и фациальные подзоны. Джордж Пембертон активно сотрудничает с российскими ВУЗами с целью познакомить российских специалистов с основной частью этих научных разработок. Предлагаемые 2 семинара продолжительностью 3 часа представляют собой краткий вводный курс по этим важнейшим методам, которые в комплексе с анализом данных ГИС и сейсморазведки 3Д дает прочную основу для проведения достоверной геологической интерпретации и анализа коллекторских характеристик пласта. Екатерина Вольфович является молодым перспективным специалистом TНK-BP. Она активно работала вместе Джорджем Пембертоном весь прошлый год, и будет помогать в ходе семинара, разъясняя способы распознавания различных следов древних организмов и седиментационных форм. И кажется я слышал эту даму в Ханты-Мансийске Кроме преклонения перед Pamberton (автор и впрямь популярный в ограниченных кругах на Западе) мало что уловил Надо бы почитать и понять

bne: Особенно когда положил их оценки фаций на кросс-плот с каротажом Но шеркалинская свита Таллинского месторождения это тот еще орешек Причем интересно и наличие угля и резкая неоднородность (первые сантиметры) и кавернозность Да и из методов только ГК, ПС и БК Тем не менее, ModERn умудряется выделить кластеры и по керну и по каротажу и даже соотносимые с компотом из пресловутых литотипов

bne: Кластерный анализ гранулометрии - собственно этим все сказано Фокус в том, что впервые попались объемныне данные (по ДДВ), содержащие 531 образец с гранулометрией Далее по номерам кластеров можно развлекаться размещая их по глубине или в пространстве

bne: Почти разуверился в связи медианного диаметра и проницаемости на практике (в теории про ее наличие все понятно) Но данный массив не только кроме того хорошо кластеризуется, но и неплохо это иллюстрирует Медианный диаметр работает лучше чем относительная глинистость или связанная вода

bne: Geological Society of America Memorials, v. 33, April 2004 27 William Christian Krumbein, father of computer geology, pioneer in application of quantitative methods, especially statistical techniques to sediments and sedimentary rocks, and innovator of sediment analyses, was born in BeaverFalls, Pennsylvania, on 28 January 1902 and died of a heartattack in Los Angeles, California, on 18 August 1979. Billwas a true trailblazer in the study of sediments and sedimen-tary rocks—years ahead of his time—and as a consequence,he perhaps was not recognized fully in his lifetime for hisinnovations by his more conventional colleagues.Bill’s parents, Carl and Hattie, were immigrants fromGermany, who had moved from Pennsylvania to the north-west side of Chicago, an area largely populated by Germans,when Bill and his older brother Henry J. were fairly young. Carl died soon after that, leaving Hattie to raise the boys.Bill attended Lane Technical High School and by 1920 was working in a hotel while his brotherworked in a drugstore. Because he was a rather private person, little is known about Bill’s parentsand upbringing and less is known about his early childhood and family. Part of Bill’s shyness maybe the result of attitudes and incidents towards persons of German origin during WWI. An earlymarriage ended in failure, and in 1946 he married Marjorie Kamm, who had been a secretary toK.C. Heald, an associate of Bill’s at Gulf Research and Development.His degrees included a Ph.B. in business administration (1926) and election to Phi Beta Kappa, an M.S. in geology (1930), and a Ph.D. (1932) under the tutorage of J. Harlan Bretz, allfrom the University of Chicago. A D.Sc. (honora causa) from Syracuse University was awarded tohim in 1979. His Master’s thesis was entitled A Key for the Determination of Minerals by Means ofStructure, Form and Texture; his doctoral dissertation was on The Mechanical Analysis of RelatedSamples of Glacial Tills. From this modest beginning, he developed his specialties in the study ofthe physical properties of sediments, application of statistics to sedimentology, the dynamics ofsedimentary processes, and regional sedimentary analysis. Early geological influences in Bill’s life included Paul MacClintock at Chicago, who stimu-lated his interest in geology. His interest in sedimentary geology was piqued by Francis Pettijohn,a subject he recognized with a potential for the application of statistics. As a graduate student atChicago, Bill shared an office with M. King Hubbert, who reinforced his belief that mathematics,physics, and chemistry were important to geologic studies. After obtaining his Ph.D., he joined the faculty at the University of Chicago and advancedthrough the academic ranks from instructor to associate professor. During WWII, he worked inbeach-landing intelligence for the Beach Erosion Board of the U.S. Corps of Engineers. After thewar and a short stint with Gulf Research and Development Company (1945–46), Ed Dapples con-vinced him to move to Northwestern University as a full professor in 1946. He later was named Memorial to William Christian Krumbein1902–1979 William Deering Professor of Geological Sciences at Northwestern and retired in 1970 as Distin-guished Professor Emeritus. In 1955, he was on leave for research at the National Bureau of Stan-dards in Washington, D.C. He moved to a better climate in California after his retirement, becauseof his emphysema, and taught part-time at UCLA.He was known as a masterful teacher, totally devoted to his students. Larry Sloss describedhim as a teacher who used skill, patience, and humor to impart knowledge to his students (and hisprofessional colleagues). Larry went on to say at Krumbein’s memorial service at Northwesternthat “...rejecting conventional wisdom, he continually pursued innovative methods whereby thenatural phenomena of geology could be expressed with mathematical rigor. ”His first papers in 1932 were on the mechanical analysis of fine-grained sediments and hislast, fittingly enough, was in Syracuse University Geology Contribution 5 in 1978 on Some RecentDevelopments in the Mathematical Geology of Stream-Channel Networks. (He was senior authorposthumously with Wolfgang Scherer and Dan Merriam on a paper, CORSURF: A Covariance-Matrix Trend Analysis Program, published in Computers & Geosciences in 1995.) In the interven-ing 56 years, he explored sampling, textures, size distribution, diagenesis, transport, properties, andclassification of modern and ancient sediments. He was one of the early workers to extensivelyapply statistical techniques, which included descriptive statistics, Latin square experiments, regres-sion analysis, Markov chains, and probabilistic modeling, to geological problems. He had an uncanny analytical mind and could cut through all the extraneous material directly to the problem.He consulted for various petroleum companies and much of his research was supported by grantsfrom the Geography Branch of the Office of Naval Research and the Engineering Research Centerof the U.S. Army Corps of Engineers.With the introduction of the computer in the mid-1950s, he transferred his statistical analysesfrom the calculator to the computer. In 1958, he published (with L.L. Sloss) the first geologicallyoriented computer program (in SOAP) in a major geological journal. His last publications were philosophical in nature as he explored the directions and influences of quantification on sedimentology. He carefully formulated and presented his ideas in his 130+ publications, including five books. In addition to his research papers, he contributed numerous papers to special theme vol-umes. A new approach to introductory geology was given in his book, Down to Earth, coauthoredwith Carey Croneis in 1935 and still was in print 40 years later. His manual with Francis Pettijohn,Manual of Sedimentary Petrography (1938), was a standard text for several decades, as was hisbook with Larry Sloss on Stratigraphy and Sedimentation, which went through two editions (1951,1963). An Atlas of Lithofacies Maps, which was a compilation of student work, followed in 1960,authored by E.C. Dapples, Krumbein, and Sloss. However, it was his book in collaboration withFrank Graybill in 1965, An Introduction to Statistical Models, that put him far in the forefront ofquantitative sedimentology (along with the other giant of the time, John C. Griffiths). Krumbeinknew his limitations and always sought help with experts from other fields as needed and this wasthe situation with the statistical modeling book. As a result, he coauthored several papers withleading statisticians of the day, including John Tukey, Geoff Watson, Frank Graybill, Ron Shreve,and Mike Dacey.He was a Fellow of the Geological Society of America (Councilor 1962–64; Associate Editorof GSA Bulletin, 1963–74), American Academy of Arts and Sciences, and the American Statisti-cal Association; member of the SEPM (Society of Sedimentology) (President, 1950), Society ofExploration Geophysics, American Association of Petroleum Geologists (editor and member of theExecutive Committee 1955–56), American Geophysical Union, and Illinois Academy of Science.He was a member of Sigma Xi and president of the Northwestern Chapter 1962–63. He served onmany other professional and scientific organizations’committees and editorial boards. Bill Krumbein was a charter member of the International Association for Mathematical Geology (IAMG). At the founding meeting at the 23rd International Geological Congress in Prague, hewas elected the first Past-President of the Association (but served as one of two vice presidents). The IAMG premier award, the William Christian Krumbein Medal, was named in his honor andinitiated in 1976 to recognize this outstanding geomathematician. When informed by PresidentMerriam of the decision of the Council to create this award, in true modest Krumbein fashion, hereplied “I am deeply moved by this generous action; so much so that I am at a loss for appropriatewords to express my appreciation. The most I seem able to do is to thank you and the Council forhonoring me in this enduring manner.” These two tributes by the IAMG indicate the esteem heldfor him by his numerically-oriented peers. SEPM honored him in 1977 by awarding him the prestigious Twenhofel Medal, the highesthonor of the Society, for his contributions to the field of sedimentary geology—a well-deservedhonor. He also received a Guggenheim Fellowship, was a Fulbright Lecturer, and a President’s Fel-low at Northwestern University. In 1945, he was given a commendation for Meritorious CivilianService during WWII. In 1975, his friends, colleagues, and former students honored him with afestschrift, William C. Krumbein, The Making of A Methodologist, in recognition of “...his stimu-lating teaching and guidance...and continuing leadership and research...,” which was published as aMemoir by the Geological Society of America. Bill was preceded in death by his older brother, Henry. He was survived by his second wife,Marjorie, who died in Santa Monica, California, in 1989. There were no children from either mar-riage. AcknowledgmentsI would like to thank Edward C. Dapples and E.H. Timothy Whitten, both formerly at North-western University, for providing information in preparing this memorial. REFERENCES Howland, A.L., 1975, William C. Krumbein: The making of a methodologist, in Whitten, E.H.T.,ed., Quantitative Studies in the Geological Sciences, a Memoir in Honor of William C.Krumbein: Boulder, Colorado, Geological Society of America Memoir 142, p. xi–xviii. Whitten, E.H.T., 1979, William C. Krumbein: International Association for Mathematical GeologyNewsletter No. 23, p. 1.SELECTED BIBLIOGRAPHY OF WILLIAM C. KRUMBEIN 1932 A history of the principles and methods of mechanical analysis: Journal of SedimentaryPetrology, v. 2, no. 2, p. 89–124. 1932 The mechanical analysis of fine-grained sediments: Journal of Sedimentary Petrology, v. 2,no. 3, p. 140–149. 1934 Size frequency distributions of sediments: Journal of Sedimentary Petrology, v. 4, no. 2,p. 65–77.1937 (with Aberdeen, E.J.) The sediments of Barataria Bay (Ba.): Journal of Sedimentary Petrology, v. 7, no. 1, p. 3–17. 1941 Principles of sedimentation and the search for stratigraphic traps: Economic Geology, v. 36,no. 8, p. 786–810. 1942 Criteria for subsurface recognition of unconformities: American Association of PetroleumGeologists Bulletin, v. 26, no. 1, p. 36–62. 1948 Lithofacies maps and regional sedimentary-stratigraphic analysis: American Association ofPetroleum Geologists Bulletin, v. 32, no. 10, p. 1909–1923. 1948 (with Dapples, E.C., and Sloss, L.L.) Tectonic control of lithologic associations: AmericanAssociation of Petroleum Geologists Bulletin, v. 32, no. 10, p. 1924–1947. 1953 (with Miller, R.L.) Design of experiments for statistical analysis of geological data: Journalof Geology, v. 61, no. 6, p. 510–532. 1956 (with Slack, H.A.) Statistical analysis of low-level radioactivity of Pennsylvanian blackfissile shale in Illinois: Geological Society of America Bulletin., v. 67, no. 6, p. 739–762. 1956 Regional and local components in facies maps: American Association of Petroleum Geolo-gists Bulletin, v. 40, no. 9, p. 2163–2194. 1958 (with Sloss, L.L.) High-speed digital computers in stratigraphic and facies analysis: Ameri-can Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 42, no. 11, p. 2650–2669. 1960 The ‘geological population’as a framework for analysing numerical data in geology:Liverpool, Manchester Geological Journal, v. 2, pt. 3, p. 341–368. 1962 Open and closed number systems in stratigraphic mapping: American Association ofPetroleum Geologists Bulletin, v. 46, no. 12, p. 2229–2245. 1968 Statistical models in sedimentology: Sedimentology, v. 10, no. 1, p. 7–23. 1969 (with James, W.R.) Frequency distributions of stream link lengths: Journal of Geology, v. 77,no. 5, p. 544–565. 1969 (with Dacey, M.F.) Markov chains and embedded Markov chains in geology: Journal ofMathematical Geology, v. 1, no.1, p. 79–96. 1974 The pattern of quantification in geology, in Merriam, D.F., ed., The Impact of Quantificationon Geology: Syracuse University Geology Contributions 2, p. 51–66. 1975 Probablistic modeling in geology, in Merriam, D.F., ed., Random Processes in Geology:New York, Springer-Verlag, p. 39–54. 1978 Some recent developments in the mathematical geology of stream-channel networks, inMerriam, D.F., Geomathematics: Past, Present, and Prospects: Syracuse University GeologyContributions 5, p. 37–56.

bne: Проблема устойчивости отношений описаний на микро и мезоуровнях связана с типами седиментации При определенной энергетике процессов можно говорить о размере и сортировке Она должна сказываться на нескольких масштабах Однако, это проблематика пока все еще чужда для петрофизики (которая традиционно рассматривает образцы как макрооднородные) Исключений мало и все они связаны с продольными измерениями или их аналогами тем не менее, редко хотят этой проблематикой зниматься, поскольку проблем там много и придется преодолевать немало рутины Эта же проблематика имеет срез и для каротажа, в особенности для электрометрии и таких методов как ВИКИЗ

bne: В Тюмени меня пристыдили вопросом на тему топика Спросили знаю ли я кто вопросом связи ФЕС и седиментологии активно занимается Молодой парень из фирмы заказчиков спросил Ну я промычал что-то про ВНИГРИ и про ТО СургутНИПИ, про Сахалин и про Томск Припомнил Аргентину и USGS На самом же деле стыдно, что все это несистемно и случайно Проблема в бессистемности и самой этой пограничной области и плохой взаимосвязи людей в ней работаю.щих Тем не менее, меня это не сильно оправдывает Если уж браться делать софт затрагивающий и эту тему - знать про нее желательно заметно больше всех остальных

bne: Интересно, что данные по Томской области сильно дифференцируют поля Md-So для коллекторов неокома - васюганской и тюменской свиты

bne: Интересная работа (набрел нечаянно) Consolidation of core samples: Adjusting porosity, permeability and pore geometry by means of "The silica-lock-method" Gas-flooding of partially water-saturated 1.5" core plugs with SiCl4 (silicon tetrachloride) dissolved in nitrogen (carrier gas) Author: Tore Stendahl (tores@stud.ntnu.no) http://folk.ntnu.no/tores/SiCl4/Silicalockmethod.html

B_N_E_1: Gary Nichols, "Sedimentology and Stratigraphy, 2nd edition" Wiley-Blackwell | 2009-06-02 | ISBN: 1405135921 | 432 pages This fully revised and updated edition introduces the reader to sedimentology and stratigraphic principles, and provides tools for the interpretation of sediments and sedimentary rocks. The processes of formation, transport and deposition of sediment are considered and then applied to develop conceptual models for the full range of sedimentary environments, from deserts to deep seas and reefs to rivers. Different approaches to using stratigraphic principles to date and correlate strata are also considered, in order to provide a comprehensive introduction to all aspects of sedimentology and stratigraphy. The text and figures are designed to be accessible to anyone completely new to the subject, and all of the illustrative material is provided in an accompanying CD-ROM. High-resolution versions of these images can also be downloaded from the companion website for this book at: www.wiley.com/go/nicholssedimentology.

bne3: УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЧОКРАКСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА ПО ДАННЫМ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВА Коллеганова Д.А., Ярошенко А.А., Скрипнюк О.В., Бигун П.В., Хвостикова Е.В. (ОАО «СевКавНИПИгаз») В пределах Западно-Кубанского прогиба (ЗКП) – тектонического элемента I порядка, являющегося частью Скифской плиты и представляющего собой асимметричную депрессию кавказского простирания, разрез чокрак- ских отложений представлен чередованием песчаных и глинистых прослоев и подразделяется на пачки, некоторые из которых являются продуктивными. Однако проследить их распространение по площади вследствие сложного тектонического строения, обусловленного оползанием чокракской толщи в предкараганское время, достаточно за- труднительно. Поэтому уточнение границ и свойств чокракского бассейна, а также условий накопления в нем осад- ков, играет весьма важную роль в выборе направлений дальнейших поисково-разведочных работ. Существенную помощь в решении этой задачи могут оказать данные гранулометрического анализа пород, поскольку отдельные параметры несут определенную информацию об условиях осадконакопления: процессах транспортировки материала и источниках сноса, тектоническом режиме, рельефе дна бассейна, динамике среды и др. Для изучения условий осадконакопления на территории ЗКП в чокракское время в ОАО «СевКавНИПИгаз» и НТЦ ООО «Кубаньгазпром» был выполнен комплекс лабораторных исследований образцов пород (керн), полу- ченных в процессе бурения глубоких скважин: литологическая характеристика, гранулометрический анализ, изуче- ние пород в прозрачных шлифах с определением минерального состава, структурно-текстурных особенностей, на- личия органических остатков, битуминозности. Особое внимание уделялось изучению минеральных новообразова- ний, возникших в диагенезе и эпигенезе. По результатам исследований 864 образцов, отобранных из скважин ЗКП, в том числе пробуренных в по- следние 2 – 3 года, были построены кумулятивные кривые, с которых снимались значения размеров зерен опреде- ленного процентного содержания; расчетным путем были получены основные гранулометрические коэффициенты – степень отсортированности, средний размер, стандартная мера отсортированности, значения асимметрии и экс- цесса. Использование отдельных гранулометрических параметров позволило провести генетическую классифика- цию пород, выделить зоны повышенной гидродинамической активности и темпы осадконакопления. С этой целью результаты анализов гранулометрического состава пород были нанесены на динамическую диаграмму Л.Б. Рухина (1947), динамогенетическую диаграмму Г.Ф. Рожкова (1968) и генетическую диаграмму Р. Пассега (1957). Так, с использованием диаграммы Л.Б. Рухина установлено, что формирование песчано-алевритовых отло- жений на обширной территории ЗКП в чокракское время происходило в различных обстановках осадконакопления: неподвижной или ламинарной среды (центральные части озер и морей), условиях волнений, условиях однонаправ- ленного потока, континентальных условиях. Для более точного определения фациальных и микрофациальных обстановок использовались диаграммы Г.Ф. Рожкова и Р. Пассега, которые хорошо сопоставляются между собой и дополняют друг друга. Это позволило уточнить генезис конкретных осадков. В результате проведенных исследований выявлены определенные различия в условиях осадконакопления в чокракское время на территории ЗКП. В частности, для центральной части территории характерна спокойная гид- родинамическая обстановка с отложением глубоководных осадков. В северо-западной части выделяется зона, ха- рактеризующаяся высокой динамикой среды, установленной по определенным свойствам обломков: значительные размеры, хорошая отсортированность и высокие значения параметра суммы песчаных фракций. Для отложений южной части территории характерно сочетание мелководных и глубоководных условий; выделяются зоны распро- странения отложений потоков. Седиментационный бассейн восточной части ЗКП в чокракское время был глубоко- водным, что способствовало накоплению здесь мощных глинистых толщ. Таким образом, чокракские отложения, получившие широкое распространение в ЗКП, характеризуются раз- личными обстановками накопления осадочного материала, что в очередной раз доказывает сложность интерпрета- ции фактического материала и неоднозначность получаемых при этом выводов. Взято по ссылке http://net.ncstu.ru/Science/conf/past/2009/xxxviii/oil-n-gaz/011.pdf/file_download

bne: Коллегам из УФНИИ проповедовал про пользу гранулометрии для литологов Проповедовал во вполне обреченном стиле (нет у них дробной гранулометрии) Сегодня последовал звонок от тамошнего литолога с просьбой поделиться ссылками на литературу Напоминает все это пресловутый расширенный порядо Хайека формируемый созданием цепочек взаимных интересов Но публика которая создает эти цепочки должна уметь понимать интересы по крайней мере двух звеньев Забавно, что в этом плане программы типа ModERn могут играть интегрирующую роль

bne: В Нефтяном Хозяйстве 2009 №10 заметка Денисова с коллегами об использовании гранулометрии для генетической классификации (плат ЮВ1) Аригольского месторождения

bne: Волей судеб таки столкнулся с тем, что на севере Западной Сибири полно глауконита Влияет он на все (ведет себя примерно как монтмориллонит, но с более высокой плотностью) В решетку у него входит железо и наверное есть особенности и по ЯМК (статьи в PG есть, но смотреть всерьез пока некогда)

Isajcheva: Тоже интересуюсь этой темой. Очень изменчивый химический состав у глауконита. Вода в диапазоне от 5 до 13 % Окись железа от 6 до 28 % Закись железа от < 1 до 8 % С одной стороны, железо будет гасить сигнал ЯМК и пористость окажется заниженной. С другой, значительная способность к поглощению воды будет компенсировать это снижение. Выделить по ЯМК (Т2) без привлечения других методов (ЯМК_Т1, СГК, литоплотностной) не реально, только как глинистую ассоциацию (гидрослюда). А вот различить глауконит в сравнении с каолинитом и хлоритом, на мой взгляд, возможно.

БНЕ_HOME: Была недавно статья в PetroleumGeoscience на сей счет Но это наука Я сегодня прилетел из Нового Уренгоя им похоже что глубоко безразлично почти все Раньше люди стремлились больше понять, а сейчас больше заработать (даже стукачеством на коллег)

Isajcheva: Профессор в университете задал своим студентам такой вопрос: - Всё, что существует, создано Богом? Один студент смело ответил: - Да, создано Богом. - Бог создал всё? - спросил профессор. - Да, сэр - ответил студент. Профессор спросил: - Если Бог создал всё, значит Бог создал зло, раз оно существует. И согласно тому принципу, что наши дела определяют нас самих, значит Бог есть зло. Студент притих, услышав такой ответ. Профессор был очень доволен собой. Он похвалился студентам, что он ещё раз доказал, что вера в Бога это миф. Ещё один студент поднял руку и сказал: - Могу я задать вам вопрос, профессор? - Конечно, - ответил профессор. Студент поднялся и спросил: - Профессор, холод существует? - Что за вопрос? Конечно, существует. Тебе никогда не было холодно? Студенты засмеялись над вопросом молодого человека. Молодой человек ответил: - На самом деле, сэр, холода не существует. В соответствии с законами физики, то, что мы считаем холодом, в действительности является отсутствием тепла. Человек или предмет можно изучить на предмет того, имеет ли он или передаёт энергию. Абсолютный ноль (-460 градусов по Фаренгейту) есть полное отсутствие тепла. Вся материя становится инертной и неспособной реагировать при этой температуре. Холода не существует. Мы создали это слово для описания того, что мы чувствуем при отсутствии тепла. Студент продолжил: - Профессор, темнота существует? - Конечно, существует. - Вы опять неправы, сэр. Темноты также не существует. Темнота в действительности есть отсутствие света. Мы можем изучить свет, но не темноту. Мы можем использовать призму Ньютона чтобы разложить белый свет на множество цветов и изучить различные длины волн каждого цвета. Вы не можете измерить темноту. Простой луч света может ворваться в мир темноты и осветить его. Как вы можете узнать, насколько тёмным является какое-либо пространство? Вы измеряете, какое количество света представлено. Не так ли? Темнота это понятие, которое человек использует, чтобы описать, что происходит при отсутствии света. В конце концов, молодой человек спросил профессора: - Сэр, зло существует? На этот раз неуверенно, профессор ответил: - Конечно, как я уже сказал. Мы видим его каждый день. Жестокость между людьми, множество преступлений и насилия по всему миру. Эти примеры являются не чем иным как проявлением зла. На это студент ответил: - Зла не существует, сэр, или, по крайней мере, его не существует для него самого. Зло это просто отсутствие Бога. Оно похоже на темноту и холод - слово, созданное человеком чтобы описать отсутствие Бога. Бог не создавал зла. Зло это не вера или любовь, которые существуют как свет и тепло. Зло это результат отсутствия в сердце человека Божественной любви. Это вроде холода, который наступает, когда нет тепла, или вроде темноты, которая наступает, когда нет света. Имя студента было - Альберт Эйнштейн. P.S. Извиняюсь, что не могу дать ссылку на информационный ресурс. "Все, что нас не убивает - делает нас сильнее". (Ф.Ницше). Эту фразу я бы дополнила, исходя из опыта последних 4 лет травли под названием "система", которая весь опыт как линейных, так и нелинейных методов (ФСБ ...) направила не на то, чтобы наша отечественная геофизика, которая обеспечивает более 90 % информации о недрах нашей страны, хотя бы выжила, а на то, чтобы убирать несогласных поднимающих проблемные вопросы, как мне сказали "марширующих не в ногу". Мои ответы на тему резонанса и моста, который при таких, с точки зрения власти, правильных колебаниях рухнет; на тему влияния неоднородности на продолжительность жизни скважины; ну, и классическое разделение по сопротивлению на продукт и воду - были не поняты. Даже, то что нас убивает - все равно делает нас сильнее. Самое большое достижение человека - это умение быть самим собой. Стремлюсь .....

БНЕ_HOME: Различие в системе ценностей людей при власти и принятии решений огромно Временщикам нужна большая рента пусть и ненадолго И консенсус тут может быть только временный и по чужим правилам игры Приказ о гарантированной проплате стукачества меня шокировал В свое время в ЦГЭ не удалось затормозить попытку внести пункт о доносительстве в типовой трудовой контракт (под лозунгов запрещенного ухудшения условий труда) Но в реале нет ни места для паритетного обсуждения проблем ни объективного судейства Такова уж текущая данность бытия

bne: Столкнулся с тем, что определения по микроскопу и по рентгено-структурному анализу сильно различаются

bne: Дельта с быстропогружающимися осадками В основном глины и алевриты Объект на умеренных глубинах (все рыхло) Полно глауконита Приличный комплекс каротажа, включая и ЯМК Но судя по фото полно железисиых соединений (в описаниях также есть пирит и сидерит) Придется разбираться

bne: Простая метрика позволяет оценить уровень серьезности направления Скажем сравнивая ихтиофации и петрофизику видим различие в числе ссылок на профессиональном геологическом сайте на два порядка К тому же в основном abstracts

bne: Инъенктивиты - по ссылке http://www.abdn.ac.uk/injectedsands/isghome.php Другой распространенный вариант - биотурбация

bne: Bioturbation influence on reservoir quality: A case study from the Cretaceous Ben Nevis Formation, Jeanne d'Arc Basin, offshore Newfoundland, Canada Nicola S. Tonkin, Duncan McIlroy, Rudi Meyer, Allison Moore-Turpin AAPG Bulletin Volume 94, Issue 7, Pages 1059 - 1078 (2010) The delineation Ben Nevis L-55 well, located in the Hebron-Ben Nevis field, offshore Newfoundland, targeted the Cretaceous Ben Nevis Formation in the petroleum-rich Jeanne d'Arc Basin. This case study focuses on the bioturbated net-pay horizons and assesses the importance of animal-sediment interactions in controlling the porosity and permeability of sandstone reservoir intervals. Our data reveal that bioturbation can either reduce permeability and porosity by as much as approximately 33% or enhance it by up to 600%, dependent on burrow type and behavior of the trace-making organism.The net-pay interval in the cored interval of Ben Nevis L-55 is characterized by Ophiomorpha-dominated ichnofabrics. The action of bioturbators can be classified in terms of sediment mixing, sediment cleaning, sediment packing, and pipe-work-building strategies. Bioturbation has the potential to (1) increase isotropy or uniformity of grain size by destroying sedimentary laminae through burrow homogenization, or (2) decrease isotropy by selectively sorting grains into burrow lining and fill by grain size, and through creation of open-burrow systems filled with later sediments of differing character to the host sediment. The petrophysical characteristics of the reservoir facies are highly dependent on trace fossil morphology, presence or absence of burrow linings, nature of burrow fills, burrow size, and bioturbation intensity. Mudstone-rich facies and ichnofabrics containing mudstone-filled and/or lined burrows (e.g., Ophiomorpha and clusters of Chondrites) have the net effect of permeability reduction. In contrast, permeability enhancement is documented from muddy sandstone facies with clean sand-filled burrows (e.g., Thalassinoides) and clean sandstones with burrow-mottled or diffuse to massive textures. http://doi.aapg.org/data/open/offer.do?target=%2Fbulletns%2F2010%2F07jul%2FBLTN09064%2FIMAGES%2FBLTN09064.PDF Доступа к AAPG у меня нет

bne: Influence of Mineralogy and Macroporosity on Reservoir Quality: Example of the Upper Mannville Incised Valley Fills in West-Central Alberta T. Euzen * IFP Technologies (Canada) Inc., Calgary, Alberta, Canada tristan.euzen@ifp-canada.com S. Burns SGS United Kingdom Limited, Aberdeen, United Kingdom M. Power SGS United Kingdom Limited, Ellesmere Port, United Kingdom R. Deschamps IFP Energies nouvelles, Rueil-Malmaison, France R. Lenormand Cydarex, Rueil-Malmaison, France Incised valley fills of the Upper Mannville contain significant gas resources in West-Central Alberta. These reservoirs resulted from the erosion of complex drainage networks associated with major relative sea level fall episodes and their subsequent filling by fluvial to estuarine sandstones. The immature modal composition of these sandstones suggests that they were sourced from uplifted crystalline basement with limited chemical weathering. This resulted in a complex mineralogy which made these reservoirs prone to various dissolution and cementation processes during burial compaction and diagenesis. The variable mineralogy of these incised valley fills has a strong impact on their reservoir quality. Wireline logs, DSTs and production data from hundreds of wells in addition to conventional core analysis data, have demonstrated the great variability of the reservoir properties of these sandstones, at both regional and local scales. Furthermore, interpretation of reservoir quality and fluid saturation from logs is impeded by the strong influence of lithology on porosity and resistivity logs. Consequently, a good understanding of the variability of the mineralogy and its impact on the porosity and permeability is crucial for reducing the risk in exploring and developing these types of reservoirs. This contribution presents the results of a detailed investigation of the petrography, quantitative mineralogy and petrophysics of 90 samples from the Upper Mannville incised valley fills in West-Central Alberta. The analyses include optical microscopy on 71 core samples, advanced mineral mapping techniques using SEM coupled with energy dispersive X-ray spectrometry (QEMSCAN) on 21 core samples and 19 cutting samples, as well as conventional porosity and unsteady state permeability measurements on 21 core samples (Darcylog on crushed cores). The sandstones are arkosic with various amounts of quartz, K-feldspar, plagioclase, mica, detrital and authigenic clays, pyrite and calcareous cements and nodules. The total amount of carbonate ranges from 0 to 69% in volume and comprises dolomite and calcite cements and large siderite nodules. Clay content varies between 4 and 29% in volume, with various proportions of smectite, illite, mixed-layer clays, kaolinite and chlorite. A clear negative correlation exists between clay and carbonate content and suggests an adverse effect of clay on carbonate cementation. Calcite appears to be the last carbonate cementation phase and the most destructive for porosity. Siderite is frequently observed as an early grain rimming cement and is commonly post-dated by other cement phases such as dolomite, calcite and kaolinite. Locally where siderite grain rimming cements have not been post-dated by more pervasive cementation, significant porosity and good reservoir quality may be preserved. However, in general, clay-rich samples exhibit better reservoir quality because of their lower carbonate cement content. The different types of porosity observed include primary intergranular porosity, secondary porosity related to feldspar dissolution and microporosity associated with clays. The porosity of the analyzed samples ranges from 3 to 21%, with permeability varying from less than a microdarcy to 30 md. The porosity-permeability relationship is not well defined in the high porosity range (18-21%), where permeability varies from 1 to 30 md. Macroporosity was quantified using QEMSCAN mineral maps with a ten micron beam stepping interval, and was found to offer a better correlation with permeability than total porosity. In the low porosity range, microporosity dominates and the permeability is less than 1 md. Core data is rarely available in the study area and evaluating reservoir quality using cuttings is valuable. Total porosity and permeability measurements were performed on small volumes of crushed cores, because quantities of cuttings available for this study were too small. However, this method can be widely applied to cuttings, providing that each sample is at least 1 cc in volume. Thanks to the strong correlation between macroporosity and permeability, the macroporosity determination were used as a proxy for permeability in cuttings. Permeability and macroporosity combined with mineralogy and texture information provide a practical way of defining rock types from cuttings. These rock types can be used to help evaluate prospective zones and design drilling and completion strategies in these challenging reservoirs. http://www.cspg.org/documents/Conventions/Archives/Annual/2011/123-Influence_of_Mineralogy_and_Macroporosity_on_Reservoir_Quality.pdf

bne: IMHO напоминает и томские объекты

БНЕ_Home: На первой из недавних авторов настаивает Е А Жуковская (Томск) притом по конкретному объекту и по оксфорду-кеммериджу На второй - Е.В.Предтеченская(Новосибирск) более регионально, но в нижней и средней Юре А петрофизикам и каротажникам надо копаться в конкретном материале

bne: Похоже, что пирит и сидерит коррелированы с разными типами насыщения Пирит может приводить к уменьшению проводимости продуктивных пластов, а сидеоит к увеличению сопротивления водоносных Так что и тот и другой портят жизнь при делении нефть-вода

bne: Коллеги принесли мне книгу Б.М.Осовецкого Тяжелые фракции минералов Доброжелательный человек, я с ним списывался

bne: Petrophysical evaluation of uzek well using well log and core data, Offshore Depobelt, Niger Delta, Nigeria Adaeze, I. Ulasi; Samuel, O. Onyekuru; and Cajetan, J. Iwuagwu. Department of Geosciences, Federal University of Technology Owerri, Nigeria _____________________________________________________________________________________________ ABSTRACT Petrophysical well log and core data were integrated in an analysis of the reservoir characteristics of Uzek Well, Offshore Depobelt, Niger Delta Basin, Nigeria. The study essentially determined reservoir properties such as lithology, depositional environments, shale volume porosity (Φ), permeability (K), fluid saturation, net pay thickness, among others from well logs and cores, which are variables that determine reservoir quality. The original hydrocarbon-in-place of each reservoir was also evaluated based on mean weighted averages of porosity, water saturation, gross rock volumes and net-to-gross ratios. The analysis identified four (4) hydrocarbon-bearing reservoirs (I, P, Q, and R). The Uzek Well sandstone reservoirs were generally coarsening upward sequences with gradational/transitional basal and sharp upper contacts reflecting sedimentation in high energy environments, possibly, the shoreface depositional environment. Average permeability values of the reservoirs is above 1000md, while porosity values ranged between 20-30%, reflecting well sorted coarse grained sandstone reservoirs with minimal cementation, indicating very excellent reservoir quality. Fluid types defined in the reservoirs on the basis of neutron/density log signatures were basically water, oil and gas. Low water saturation (12-54) in the reservoirs of the Uzek Well indicated that the proportion of void spaces occupied by water is low, thus, indicating high hydrocarbon saturation. Quantitative porosity verification using Pearson Correlation Coefficient and Regression Equations revealed significant similarity in the porosity values obtained from petrophysical well log and core data. Plots on scatter diagrams using porosity values derived from petrophysical log and that from core analysis for the four reservoirs obtained correlation coefficient (r) values of 0.7165, 0.8094, 0.5835, and 0.5025, respectively for reservoirs I, P, Q, and R, indicating strong linear relationships. Plots of values of water saturation derived from core analysis and that from petrophysical log for the reservoirs also showed linear trends. Plots of porosity values against permeability values showed fairly strong linear relationships between the two variables in all the reservoirs indicating that Uzek Well reservoirs are permeable and have pores that are in strong communication. The petrophysical properties of the reservoirs in Uzek Well are enough to permit hydrocarbon production. Key words: Niger Delta, Reservoirs, Characterization, Hydrocarbon and Saturation

bne: Calcretes, fluviolacustrine sediments and subsidence patterns in Permo‐Triassic salt‐walled minibasins of the south Urals, Russiamore by Andrew J Newell Calcretes, ﬂuviolacustrine sediments and subsidence patterns inPermo-Triassic salt-walled minibasins of the south Urals, Russia ANDREW J. NEWELL*, MICHAEL J. BENTON. TIMOTHY KEARSEY GRAEMETAYLOR, RICHARD J. TWITCHETT§ and VALENTIN P. TVERDOKHLEBOV British Geological Survey, Maclean Building, Wallingford OX10 8BB, UK (E-mail: ajn@bgs.ac.uk) School of Earth Sciences, University of Bristol, Bristol BS8 1RJ, UK British Geological Survey, Murchison House, West Mains Road, Edinburgh EH9 3LA, UK School of Geography, Earth and Environmental Sciences, University of Plymouth, Plymouth,PL4 8AA, UK Geology Institute of Saratov State University, Astrakhanskaya 83, 410075 Saratov, Russia Associate Editor – Xavier Janson Sedimentology 2012 pp.1659-1676 ABSTRACT The south Uralian foreland basin forms part of the giant, yet sparselydocumented, PreCaspian salt tectonic province. The basin can potentiallyadd much to the understanding of ﬂuviolacustrine sedimentation within salt-walled minibasins, where the literature has been highly reliant on only a fewexamples (such as the Paradox Basin of Utah). This paper describes the LatePermian terrestrial ﬁll of the Kul’chumovo salt minibasin near Orenburg in thesouth Urals in which sediments were deposited in a range of channel,overbank and lacustrine environments. Palaeomagnetic stratigraphy showsthat, during the Late Permian, the basin had a relatively slow and uniformsubsidence pattern with widespread pedogenesis and calcrete development.Angular unconformities or halokinetic sequence boundaries cannot berecognized within the relatively ﬁne-grained ﬁll, and stratigraphic andspatial variations in facies are therefore critical to understanding thesubsidence history of the salt minibasin. Coarse-grained channel belts showevidence for lateral relocation within the minibasin while the development of a thick stack of calcrete hardpans indicates that opposing parts of theminibasin became largely inactive for prolonged periods (possibly in the orderof one million years). The regular vertical stacking of calcrete hardpans withinﬂoodplain mudstones provides further evidence that halokinetic minibasingrowth is inherently episodic and cyclical. Keywords Calcretes, ﬂuviolacustrine, Permian, PreCaspian basin, salt mini- basin, salt tectonics, Urals.

bne: СПОСОБЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ЛАБОРАТОРНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ НА ПРИМЕРЕ ВОСТОЧНОКУТЫМСКОЙ ПЛОЩАДИ (Ханчейская впадина, Западная Сибирь) Я. Х. Саетгалеев ООО «КогалымНИПИнефть» При прогнозировании нефтегазоносности Восточно3Кутымской площади основные черты распределения химических элементов, в зависимости от геологических особенностей среды, лучше всего изучать на графиках, в которых для удобства анализа особенностей распределения химичес3 ких элементов по разрезу взяты только семь параметров. Первые три параметра являются проме3 жуточными при вычислении литогеохимического индекса породы. Первый параметр — сумма микрокомпонентов, среднее содержание которых изменяется от 0,3 до 0,9%. Второй параметр — сумма второстепенных элементов, среднее содержание которых изменяется от 7,0 до 25,0%. Третий параметр — сумма главных (породообразующих) элементов, среднее содержание которых изменяется от 75,0 до 95,0%. Четыре параметра получены в ходе непосредственных измерений — титан, ванадий, кремнезем и ППП. Эти семь параметров наиболее четко характеризуют геохими3 ческие особенности пород по всему разрезу и могут служить основанием для расчленения разреза песчано3глинистых отложений Ханчейской впадины. Геологические границы между пластами хорошо согласуются с точками экстремумов данных параметров. Отмечаемые внутрипластовые границы имеет эпигенетическое происхождение. Породообразующие и второстепенные элементы (в том числе и микрокомпоненты) характеризуются противоположным характером распределения. Более близкий характер распределения наблюдается между второстепенными элементами и микро3 компонентами. Экспериментальные данные потерь при растворении карбонатного цемента в 5% водном растворе соляной кислоты (гранулометрический анализ) и потерь при прокаливании (рентгено3 спектральный анализ) характеризуются прямо пропорциональной тесной связью с литогеохими3 ческим индексом. По отношению к содержанию SiO2 и песчано3алевритовой фракции у лито3 геохимического индекса наблюдается обратно пропорциональная связь. Хорошая сходимость графиков распределения значений литогеохимического индекса с распределением значений, полученных методом гранулометрического анализа, свидетельствует о высокой информативности литогеохимического индекса. По величине значений литогеохимического индекса можно судить о таких свойствах пробы (породы) как: содержание породообразующих и примесных элементов, фракционный состав, степень эпигенетических преобразований. По ассоциациям вторичных минералов (или по группированию постдиагенетических про3 цессов) изучаемые пласты характеризуются четкими, только им присущими видами минерализации пород. Например, в отложениях мегионской свиты (пласт БП20 ) ведущие постдиагенетические изменения выражены в пелитизации, серитизации, хлоритизации, гидратации, кальцитизации, си3 деритизации и эпидотизации (процесс эпидотизации установлен только в отложениях пласта БП20 ), а в отложениях васюганской свиты выделяются несколько интервалов, характеризующихся раз3 личными ассоциациями вторичных минералов. Самая простая ассоциация вторичных минералов (по качественному составу) наблюдается в отложениях тюменской свиты. Таким образом, можно отметить, что по разрезу Восточно3Кутымской площади с глубиной хорошо проявлена общая тенденция уменьшения качественного состава вторичной минерализации и, наоборот, усиление интенсивности одного или нескольких видов минерализации. Наиболее ярко выражены изменения величины литогеохимического индекса в зависимости от интенсивности проявления процессов регенерации обломков кварца, в меньшей мере — обломков полевых шпатов, гидратации, хлори3 тизации (при увеличении значений литогеохимического индекса интенсивность проявления этих процессов уменьшается), сидеритизации, доломитизации, пиритизации и кальцитизации (при увеличении значений литогеохимического индекса интенсивность проявления пиритизации и кальцитизации увеличивается) Таким образом, рассматриваемый параметр «литогеохимический индекс» характеризует основные литологические свойства пород (тип и степень насыщения, степень изменения минераль3 ного и химического состава, особенности структуры). Графически это может быть представлено гиперболой. Восходящая ветвь гиперболы показывает увеличение содержания главных элементов и усиление процессов регенерации обломков кварца и полевых шпатов. Нисходящая ветвь показы3 вает увеличение содержания второстепенных элементов, усиление процессов цементации пород и ухудшение коллекторских свойств пород. По этому графику можно судить о направленности эпигенетических процессов, то есть классифицировать образцы с проявлениями регрессивных или прогрессивных процессов. Данная классификация образцов по литогеохимическому индексу является надежным поисковым и прогнозным критерием на наличие углеводородов. http://www2.anrb.ru/geol/PAPERS/K2008/03_088_08.pdf

bne: http://lithology2013.ipgg.sbras.ru/ru/proceedings

БНЕ_Home: Diagenetic fluid evolution and water-rock interaction model of carbonate cements in sandstone: An example from the reservoir sandstone of the Fourth Member of the Xujiahe Formation of the Xiaoquan-Fenggu area, Sichuan Province, China LIU SiBing, HUANG SiJing* , SHEN ZhongMin, LÜ ZhengXiang & SONG RongCai State Key Laboratory of Oil-Gas Reservoirs Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China

bne: Полевые шпаты растворены, кварцевый цемент, появляются микротрещины Проницаемость обусловлена и первичной и вторичной пористостью и трещинам Похоже IMHO часть трещин стилолитизирована Все это весело, но свойства в атмосферных условиях некорректны В частности некорректна проницаемость при средних и низких значениях порисости Естественно и то что сумма пористостей по шлифам сильно занижена Не сильно понятно чему тут верить И еще При всех катавасиях параметр насыщения идеален (на мой вкус это говорит о некорректности при его определении - не хватаер времени для установления равновесия)

БНЕ_ХМАО: Google достиг успеха в распознавании картинок Помимо упрощения возможностей поиска фотографий программа открывает новые возможности для помощи слепым людям в восприятии снимков Ученые из компании Google создали программу, которая умеет максимально эффективно распознавать объекты на фотографиях. Описания снимков, составленные программой, мало чем уступали описаниям, составленным людьми. Помимо упрощения возможностей поиска фотографий программа также открывает новые возможности для помощи слепым людям в восприятии снимков. О прорыве в этой области также сообщил Стэнфордский университет. Программа искусственного интеллекта, созданная Google, использует два типа нейронных сетей – для распознавания образов и для описания их естественным языком. Нейронная сеть представляет собой компьютерную модель, частично повторяющую устройство человеческого мозга. Эти системы состоят из взаимосвязанных нейронов, которые могут получать информацию из нескольких источников и способны обучаться. Созданная Google нейронная система является детищем четырех ученых – Ориола Винялса, Александра Тошева, Сэми Бенджио и Думитру Эрхана. "Лучше один раз увидеть, чем сто раз услышать", - писали они в блоге. "Но иногда слова бывают более полезны, поэтому нам необходимо научиться правильно переводить образы в слова в автоматическом режиме", - пишут ученые. Два года назад исследователи Google создали программу по распознаванию образов, которой "показали" 10 млн кадров из видеоклипов, хранящихся на видеохостинге YouTube. Три дня спустя программа научилась выделять из этого массива изображения кошек. http://www.bbc.co.uk/russian/science/2014/11/141119_google_image_recognition

bne: Is the GeoChron Model the way forward for mathematical sedimentary geology? Jef Caers of Stanford University reviews Elements of Mathematical Sedimentary Geology: the GeoChron Model by Jean-Laurent Mallet and published by EAGE. Из анонса статьи в FirstBreak

bne: Не в первый раз сталкиваюсь с тем как литологи позционируют себя относительно петрофизики Смотрится оно задорно Примерно также марксистско-ленинская философия ставила себя во главе всех наук в традициях времен расцвета натурфилософии

bne: The role of diagenesis and depositional facies on pore system evolution in a Triassic outcrop analogue (SE Spain) Marine and Petroleum Geology · December 2013 Saturnina Henares Luca Caracciolo Giuseppe Cultrone Cesar Viseras This study aims at unravelling the diagenetic history and its effect on the pore system evolution of the Triassic redbeds exposed in SE Spain (TIBEM1), an outcrop analogue of the TAGI (Trias Argilo-Gréseux Inférieur) reservoir (Berkine-Ghadames Basin, Algeria). Similar climatic, base level and tectonic conditions of aforementioned alluvial formations developed analogue fluvial facies stacking patterns. Furthermore, interplay of similar detrital composition and depositional facies in both formations resulted in analogue early diagenetic features. Petrographic observations indicate lithic subarkosic (floodplain facies) and subarkosic (braidplain facies) compositions which are considered suitable frameworks for potential reservoir rocks. Primary porosity is mainly reduced during early diagenesis through moderate mechanical compaction and formation of K-feldspar overgrowth, gypsum, dolomite and phyllosilicate cements. Early mesodiagenesis is testified by low chemical compaction and quartz cementation. Telodiagenetic calcite filling fractures and K-feldspar dissolution determined the final configuration of analysed sandstones. Mercury injection-capillary pressure technique reveals overbank deposits in the floodplain as the least suitable potential reservoirs because of their lowest open porosity (OP < 16%), permeability (k < 5 mD) and small dimensions. On the other hand, braidplain deposits show the highest values of such properties (OP up to 31.6% and k > 95 mD) and greater thickness and lateral continuity, so being considered the best potential reservoir. The accurate estimation of TIBEM microscale attributes can provide important input for appraisal and enhanced oil recovery performance in TAGI and in others reservoirs consisting on similar fluvial sandy facies.

bne: Любопытный обзор Chlorite in sandstones R.H. Worden, J. Griffiths, L.J. Wooldridge, J.E.P. Utley, A.Y. Lawan, D.D. Muhammed, N. Simon, P.J. Armitage To appear in: Earth-Science Reviews Please cite this article as: R.H. Worden, J. Griffiths, L.J. Wooldridge, et al., Chlorite in sandstones, Earth-Science Reviews(2020) Abstract Chlorite, an Fe- and Mg-rich aluminosilicate clay, may be either detrital or authigenic in sandstones. Detrital chlorite includes mineral grains, components of lithic grain, matrix and detrital grain coats. Authigenic chlorite may be grain-coating, pore-filling or grain-replacing. Chlorite can be observed and quantified by a range of laboratory techniques including light optical and scanning electron microscopy and X-ray diffraction; the presence of chlorite in sandstone can be identified by the careful integration of signals from downhole logs. Grain-coating chlorite is the only type of chlorite that can help sandstone reservoir quality since it inhibits quartz cementation in deeply buried sandstones. Grain coats are up to about 10 m thick and typically isopachous on all grain surfaces; they result from rapid indiscriminate nucleation at high levels of chlorite supersaturation in the pore waters and then growth of appropriately oriented nuclei as ultra -thin, roughly equant crystals. Chlorite can have many possible origins, but it is likely that grain-coating chlorite results from closed system diagenesis at the bed scale. Chlorite sources include transformation of detrital Fe-rich berthierine, transformation of Mg-rich smectite, reaction of kaolinite with sources of Fe and breakdown of volcanic grains. The specific origin of chlorite controls its composition, with marine sandstones having a berthierine source and continental sandstones having a smectite source. Incorporation of precursor clays required for chlorite growth can be achieved by a variety of processes; these most commonly occur in marginal marine environments possibly explaining why Fe-rich chlorite coats are most commonly found in marginal marine sandstones

полная версия страницы