Зависимость пористости от компонентного состава, глубины, разницы пластового и горных давлений

Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Зависимость пористости от компонентного состава, глубины, разницы пластового и горных давлений » Ответить

Зависимость пористости от компонентного состава, глубины, разницы пластового и горных давлений

БорисЕ: Зависимость пористости от компонентного состава, глубины, разницы пластового и горных давлений Обычно срабатывает простая регрессия Пористость с глубиной меняется вначале по уравнению Атья (1930) - экспонента Потом более существенно вступают факторы химических изменений и появляется то, что Минский назвал зоной оптимальных коллекторов (растворение карбонатов) - эьто где-то в районе 2000м (зависит от геотермического градиента и солевого состава вод) Затем все это снова выпадает В ходе всего процесса смешаннослойные минералы движутся в сторону гидрослюд, а полевые шпаты корродируют Консолидированные породы обычно подвергаются далее растрескиванию (заметно с 3200 и далее, опять зависит от состава пород и давлений)

Ответов - 54

БНЕ_Gurg: Обе работают, когда глубины не постоянны (континентальная окраина) 1) Хитрее надо считать эффективное давление (что особо важно для акустики) 2) Может изменяться фракционный состав глин (чем глубже тем тоньше и заметно)

БорисЕ: Пара иллюстраций на тему связи пористости и глинистости (поместил на сервере «Хрестоматии по петрофизике») В данном случае обе иллюстрации относятся к ситуации когда смеси искусственны - модельны (как в цементе), но эти кривые могут быть использованы и в более общем случае (для пересчета при применении гранулометрических кривых осадконакопления) Конечно, первые работы были много ранее (в частности Graton & Fraser - кажется 1935 J.of Geology, но их и на Западе редко цитируют) Из книги Кобранова В.Н. Петрофизика ГТТТИ 1962 Из моей статьи (Еникеев Б.Н. Петрофизические модели полимиктовых горных пород. Математические модели горных пород и расчета их эффективных свойств. М: МОИП Наука 1986 стр. 65-80).

БорисЕ: Кажется впервые об этом заговорил Serra Иллюстрация восходит к классике «Systematic Approach...» 1970 (планирую разместить перевод) Взято из одной из западных презентаций... Если не видно - по ссылке: http://www.petrogloss.narod.ru/T04-cem.jpg

БНЕ_Home: По ряду отложений Азербайджана часто одновременно велики и глинистость и карбонатность, но все-таки и тут они имеют отрицательную корреляцию (причем почти гиперболичесую связь)

bne: Интересный вопрос получил я на ФПК относительно связи кривой уплотнения с начальной пористостью Слова про типы отложений, компонентный состав и про глину понятны Но интересно, что неоднородность по размерам означает автоматически и большее число контактов зерен Помнится у Брандта была модель расчета акустической скорости исходящая из шариков и задачи Герца В институте я пытался ее раскрутить используя книгу Галкина (кажется) Контактные задачи теории упругости Сейчас на Западе любят ссылаться на Герца-Миндлина Формально сосчитать можно, но к чему это приведет? Означает ли это автоматически большую растворяемость на контактах или напротив - меньше давления на каждый и меньшую растворяемость на ранних этапах уплотнения (когда давление ощутимо влияет на химический потенциал)?

bne: Объект в Тимано-Печоре (очередная договорная работа ПАНГЕИ) По очередному объекту стороил изменение максимальной пористости с глубиной по группе месторождений По керну cложив все получил 4539 образцов Удивительно, но от 1700 вплоть до 4300 идет линейный тренд максимальной пористости

BorisE: Интересно, что по сути зависимость дифференцируется по глинистости и карбонатности и частично была уже у Прошлякова в его книге Надо сказать, не так уж плохо эта книга написана (вроде как его докторская) По сути мало что принципиально нового и полноценно серьезного с тех пор и появилось Разве что моменты связанные с оценкой гидродинамической проводимости разломов, да и то тут немало проблем А вот прикинуть их (т.е. прогнозировать зоны с ухудшенными свойствами) казалось бы можно исходя из палеогеографии Но для этого надо работать уже с конкретными месторождениями и искать устойчивые инварианты вначале для них, а потом уже способы нормализации

BorisE: 5150 по числу образцов Интересно, но в районе 4200 трещиноватость по керну заметно отчетливее А зависимость Кп от Cгл и Скарб при больших интервалах глубин уже совсем явно смахивает на гиперболу

bne: Впечатление, что разница в уравнениях (включая Терцаги Fowler и Подклачиков) теоретические значения констант в которых не очевидны вполне может перекрываться чисто эмпирическими соотношения (типа используемых мной в приближении ОЛР) Фокус в том как учесть глины и изменение их типа с глубиной

BorisE: пористости кварцевых песчаников с глубиной Sikorka M. ROLA DIAGNOZY W KSZTAŁTOWANIU PRZESTRZENI POROWEJ PIASKOWCÓW KAMBRU Z POLSKIEJ CZĘŚCI PLATFORMY WSCHODNIOEUROPEJSKIEJ ROLE OF DIAGENESIS IN FORMING OF PORĘ SPACE IN CAMBRIAN SANDSTONES OF THE POLISH PART OF THE EAST-EUROPEAN CRATON. PRACE PAŃSTWOWEGO INSTYTUTU GEOLOGICZNEGO CLXIV WARSZAWA 1998 Оно вроде и хорошо, но плохо, что все это нелинейно Умеренное содержание глин или полевых шпатов и процесс уплотнения идет заметно иначе А уж как это влияет на экранирующие свойства и нак теплопроводность Довольно смешно, но по большей части в моделях бассейов работают сеточными методами, но с упрощенной до безобразия петрофизикой Отсюда и понятно чего стоят результаты Но это общее бурчание по поводу соседей по цеху ;-) Но впечатление, что где-то я видел материалы про модельные системы из кварцевых и резиновых шариков в разной их пропорции и разных размеров

BorisE: Porowej мало что находит Похоже, что в Польше среди петрофизиков вообще непопулярно размещать что-то в сети Жаль, поскольку ранее в NAFTA было для меня немало полезного Есть группа лиц занимающихся фрактальными моделями, но ничего кроме тезисов Примерно также и по Венгрии и по Болгарии и по Словакии Cтранновато, поскольку во времена СССР (о котором я ничуть не сожалею!) там все и развивалось активно и информация была доступна

BorisE: О статье Кожевникова и Коваленко Каротажник 2007 http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000005-006-0-0

BorisE: "Вы удивляетесь, откуда трещины в терригенных отложениях. Еще более 30 лет назад я с украинскими геофизиками И.П.Прилипко и Г.Л.Трофименко выделили на Западно-Крестищенской и Шебелинской площадях Украины трещинные зоны ( по разнице геофизичческих и гидродинамических оценок проницаемости). Сегодня в Западной Сибири на глубинах более 3 км. проницаемость в основном обусловлена трещинами. Об этом пока мало говорят, но наши рекомендации по выделению трещинных зон у местных геологов не вызывают сомнения."

BorisE: Не идет из головы выпадение солей при добыче Понятно, что там высокие градиенты давления и игра идет на различии энергии Гиббса Ну и теперь самое время по философствовать (хотя все это можно и прикинуть и на модели) Интересно, что нечто подобное может происходить и при разломах и образовании трещин При градиннтах давления жидкость должна идти со свистом и чем меньше область разгрузки - тем с большим Неспроста все старые трещины на обнажениях залечены основательно Занимательно, что скорости в вертикальных трещинах должны быть скорее всего выше Фото (хоть и практически не по теме) Но что-то я не встречал пока в расчетах учета это фактора, который может быть IMHO весьма значимым

BorisE: Объединил более 10 массивов по Западной Сибири и отдельно по другим регионам (надо же когда-то лень преодолевать) Забавные картинки получаются, но все основные представления о природе взаимосвязей смотрятся более выпукло (при меньших объемах не хватает или разнообразия условий или длин выборок) Так что уровень объемов интегрированных данных собранных когда-то старшим Бедчером для Краснодара достигнут (даже с превышением) ;-) Теперь не полениться все это всерьез оформить в статью ;-)

BorisE: Научный семинар - Успехи в прогнозировании фильтрационно-емкостных свойств - в рамках ежемесячного заседания обществ EAGE/SEG/AAPG Дата проведения: 27 марта 2007 г. Место проведения: г. Москва, Научный парк МГУ Аннотация Прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств является фундаментальной составляющей при разработке или разведке любого месторождения. Все более глубокие целевые объекты, коллекторы с аномально высоким пластовым давлением и малой проницаемостью требуют тщательного моделирования диагенеза, свойств флюида и временной привязки миграции в целях успешной идентификации проницаемых коллекторов. За последнее десятилетие были достигнуты значительные успехи в прогнозе фильтрационно-емкостных свойств, как в масштабе месторождения, так и в масштабе коллектора. Рик Тобин является признанным лидером в этой области индустрии. Краткое изложение: В нефтяной индустрии, изучение фильтрационно-емкостных свойств (RQ) сосредоточено на прогнозе первичной осадочной текстуры, вторичном диагенезе при погружении, и последующим влиянии на минералогию, текстуру и характеристики системы пор. Работа по оценке RQ дает жизненно-важные решения общих экономических задач, связанных с разведкой до бурения (например, расчеты запасов и оценки дебита скважин), так же как и разработкой и оценкой после бурения (например, калибровка порода/каротаж/сейсмические данные, определение продуктивных залежей, выделение участков коллектора, простирание фаций, и чувствительность формаций). При современной тенденции к глубинным, диагенетически измененным коллекторам, прогнозирование RQ стало критически значимой компонентой анализа риска, связанного с коллектором и помогло достигнуть многочисленных успехов при бурении глубоких скважин. Предмет технологии RQ существенно изменился за последние несколько десятилетий. За ранними качественными прогнозами последовали количественные предсказания с использованием простых эмпирических трендов пористости и проницаемости с глубиной. В некоторых случаях, использовались эмпирические корреляции пористости с другими переменными, такими как индекс «время-температура» (TTI), отражательная способность витринита (VR). В 1990-х, развивалась методика получения экспериментальных кривых сжатия для различных типов фаций песчаников. Эти кривые, а также некоторые новые разработанные аналитические методики, дали необходимый стимул к развитию нового аппарата моделирования в конце 1990-х. Этот инструмент включал в себя подходы химического моделирования баланса масс совместно с программами диагенетического моделирования. Результатом этого послужил фундаментальный скачок от рутинного описания пород коллектора к более строгим, высокоразрешенным описаниям, направленным на цифровое прогнозное моделирование. Самое широко используемое коммерческое программное обеспечение RQ моделирования включает построение 1D моделей (ExemplarTM, TouchstoneTM), и 2D / 3D моделей (TmapTM). Эти программы используются в индустрии для прогнозного моделирования атрибутов RQ в разнообразных бассейнах по всему миру. Получаемый прогноз дает необходимые данные, используемые для построения карт рисков фильтрационно-емкостных свойств и визуализаций 3D, а также применяется для анализа продуктивного нефтяного пояса, разведочного прогноза и оценки при разработке. Будущие направления этой быстро развивающейся технологии, скорее всего, будут смещаться в сторону приложений добычи и разработки месторождений, а также тестирования пределов применимости моделей в условиях обстановки HTHP (высоких температур и давлений) и присутствия газа в плотных породах. Усовершенствование характеристик модели наиболее вероятно, будет сосредотачиваться на увеличении числа моделируемых свойств (например, геофизических, механических и электрических свойств пород), потенциальном комплексировании приложений химического моделирования с существующими диагенетическими моделями, и улучшенном понимании влияния эффекта водонасыщения на кинетику цемента. Информация о лекторе: Рик Тобин занимает должность главного геолога в технологической группе разведки и добычи компании BP в Хьюстоне, специализируется на вопросах диагенеза и прогноза фильтрационно-емкостных свойств. Он получил степень бакалавра геологии в Университете Джеймс Медисон (B.S., 1977) и степени магистра и доктора философии в Университете Цинцинатти (M.S. 1980, Ph.D. 1982). Его технические навыки и текущая тематика исследований включают седиментологию, петрологию осадочных пород, микротермометрию включений флюида, диагенез и моделирование качества коллекторов. Тобин – действительный член обществ AAPG, SEPM, и Sigma Xi. http://www.eage.ru/ru/calendar/detail.php?id=37

BorisE: трещиноватости песчаников (преимущественно кварцевых) в сзязи с проектом по Тимано-Печоре. Конечно, термодинамическое моделирование дает весьма cомнительные прогнозы (данные противоречивы) И одна из наибольших проблем - необходимость создания единной модели формирования месторождения (с нелинейными эффектами от заполнения пор углеводородами, тектоникой и прочими радостями России не хватает массовых работ по включениям и анализу изотопов (чем заполнены все западные публикации) Тем не менее, что-то нарыть удается (в противоположную сторону - неколлекторы) и это облегчат мировосприятие

BorisE: Отзыв на Автореферат диссертации И.В.Федорцова: «СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ КРИТЕРИИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЮРСКИХ И НИЖНЕМЕЛОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОМПЛЕКСАХ СУРГУТСКОГО СВОДА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ», представленной на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.12 «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых». Тема диссертации И.В.Федорцова сомнения не вызывает, ибо, несмотря на относительно давний срок развития методов построения критериев размещения залежей нефтегазовых коллекторов в условиях Западной Сибири, актуальность и практическая ценность этого направления все еще бросает вызов исследователям. Развиваемое диссертантом направление ставит своей целью последовательный учет взаимосвязей седиментации, постседиментационных преобразований и их влияния на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Полученные диссертантом результаты основаны на широком и последовательном использовании как классических методов палеогеографии, литолого-фациального и электрофациального анализа, так и статистических методов факторного анализа и детальных логико-профессиональных обобщений на репрезентативном эмпирическом материале и сомнений не вызывают. Выбранная автором методика исследований основана на системном подходе к изучению выбранной им комплексной проблемы и позволила не только всесторонне использовать ранее предложенные подходы, но и получить конкретные практические выводы. К сожалению, в рамках автореферата не нашли отражение конкретные виды всех полученных взаимосвязей и их вариабельности в зависимости от выбора объектов исследований. Кроме того, в рамках текста автореферата полученные выводы не сопоставлены с известными кривыми изменения пресловутой «скелетной пористости» по различным регионам и с некоторыми известными уравнениями влияния содержания цемента разного типа на пористость и проницаемость. Интерес могло бы представить рассмотрение и альтернативных подходов к оценке седиментологических обстановок по кривым гранулометрии и оценка их точности. Однако все это может быть лишь последующим развитием предложенного И.В. Федорцовым направления. Более того, уровень проработки и убедительность текста автореферата уже сейчас позволяет предположить, что часть основных результатов, полученных автором, могла бы быть не менее успешно применена и к существенно более широкому классу объектов, чем коллекторы Сургутского свода. Таким образом, диссертационная работа представляет собой новое решение известной научной задачи, удовлетворяет требованиям, предъявляемым ВАК к диссертациям на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, основные положения диссертации опубликованы в открытой печати. На основании изложенного я считаю, что Игорь Викторович Федорцов объективно заслуживает присуждения ему искомой ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 25.00.12 – «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых». Главный петрофизик ЗАО "Пангея" к.т.н. Еникеев Б.Н. Подпись Еникеева Б.Н. заверяю

BorisE: AAPG Bulletin; April 1998; v. 82; no. 4; p. 637-648 Porosity prediction in quartzose sandstones as a function of time, temperature, depth, stylolite frequency, and hydrocarbon saturation Per Arne Bjorkum, Eric H. Oelkers, Paul H. Nadeau, Olav Walderhaug, and William M. Murphy Statoil, Stavanger, Norway The variation of porosity in quartzose sandstones is calculated as a function of depth, temperature gradient, burial rate, stylolite frequency, and hydrocarbon saturation. Calculations were performed by considering the effects of both mechanical compaction and chemical compaction/cementation. This latter process dominates at temperatures greater than approximately 90 degrees C and is due to quartz redistribution within the sandstone. Quartz redistribution stems from clay-induced quartz dissolution at stylolite interfaces, coupled with diffusional transport of aqueous silica into the interstylolite sandstone and precipitation on quartz surfaces as cement. Many model parameters are obtained from theoretical calculations or laboratory measurements, and few basin-dependent parameters are required to make porosity predictions. A set of porosity predictions is presented in porosity/depth figures. Close correspondence between computed results and measured porosities in cores from a variety of sedimentary basins demonstrates the accuracy of the predictions. Причем есть подозрение, что у меня все это имеется в наличии (разобрать завалы надо)

BorisE: известные мне собственные соображения Глинистость и карбонатность часто антикоррелированы (это помимо условия на 100%), относится это и к медианному диаметру (само собой, речь в первую очередь об отложениях не подвергшихся сильным преобразованиям)

BorisE: Cверхглубокая Ен-Яхинская скважина подтверждает перспективы газоносности глубокозалегающих отложений в ЯНАО Билал Хахаев, д.т.н., генеральный директор ФГУП НПЦ «Недра» Валерий Горбачев, к.г.-м.н., заместитель генерального директора, главный геолог ФГУП НПЦ «Недра» Строительство Ен-Яхинской сверхглубокой скважины СГ-7 проходило в чрезвычайно сложных горно-геологических условиях: температура на глубине 8250 м составила +220°С, давление — 1650 атм. Скважина пересекла две зоны в ачимовской толще и тюменской свите, характеризующиеся резкими и значительными градиентами пластового давления. Литологические особенности вскрываемого разреза ниже 5000 м, характеризующиеся, в частности, сложным напряженно-деформированным состоянием горного массива, также осложнили работы. Экстремальные термобарические условия проводки скважины СГ-7 обусловили необходимость совершенствования технологии процесса бурения и комплекса геолого-геофизических исследований. Прежде всего это касалось разработки специальных рецептур промывочной жидкости. Одной из основных особенностей конструкции скважины являются малые зазоры между спускаемыми колоннами. С одной стороны, это и обеспечило возможность доведения скважины до глубины 8250 м, а с другой — потребовало принятия нестандартных технических решений при формировании ствола, спуска обсадных колонн и их цементирования. Оригинальные разработки были применены при испытании скважины в открытом стволе пластоиспытателем на бурильных трубах, отборе керна, прогнозировании термодинамических условий в подзабойном пространстве и др. Особенно много проблем возникло при проведении геофизических исследований в скважине ниже глубины 6000 м. Подавляющее большинство их было связано с непрохождением геофизических приборов, а также с их отказами из-за высоких температур и давлений. Для решения этих проблем в зону исследований закачивался раствор низкой плотности, а приборы проходили индивидуальную подготовку и тестирование на термобаростойкость предприятиями-изготовителями. Анализируя результаты бурения СГ-7, можно констатировать, что выработанные оптимальные технологии бурения и исследования в дальнейшем позволят значительно сократить время бурения и испытания последующих аналогичных скважин. Новые горизонты В процессе бурения скважины были выполнены: комплекс геофизических исследований скважины (ГИС) и геолого-технических исследований (ГТИ), вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП); испытания перспективных объектов в открытом стволе пластоиспытателем на бурильных трубах; определение и прогнозирование зон аномально высокого пластового давления (АВПД) с использованием данных ГИС и ГТИ. Особенно тщательному исследованию подверглись пробы глубинного вещества, представленного керном, шламом, пластовыми газообразными флюидами. Комплекс лабораторных исследований обеспечил получение максимально полного набора параметров, необходимых для получения представлений об особенностях вещественного состава, текстурно-структурных характеристик глубинных горизонтов недр и понимания комплекса физико-химических процессов, обеспечивающих их потенциальную нефтегазоносность. По данным интерпретации комплекса геолого-геофизических материалов установлен ряд важных характерных особенностей вскрытого разреза. Во-первых, теоретические представления об уплотнении терригенных пород-коллекторов с глубиной и о полной потере ими фильтрационно-емкостных свойств не находят подтверждения в зоне развития аномально высоких пластовых давлений. Здесь, до глубины 6,5 км, выделяются коллекторы, способные аккумулировать углеводороды. Во-вторых, установлено заметное снижение содержания тяжелых углеводородных газов ниже глубины 5200 м, что указывает на смену с глубиной газоконденсатного фазового состава флюидов на чисто газовый в интервале 5200-5500 м. В-третьих, выявлена устойчивая тенденция обогащения углеводородных газов тяжелым изотопом углерода по мере увеличения глубины. В частности, присутствие изотопно-тяжелого метана указывает на существование нового, ранее не известного источника газов, возможно, в палеозое. И, наконец, определена высокая степень насыщенности разреза углеводородными газами вплоть до достигнутой скважиной глубины. Это фиксируется как по газовому каротажу, так и по результатам изучения сорбированных породами газов в лабораторных условиях. По результатам комплексных исследований каменного материала предполагается, что толща базальтов и туфов, вскрытая скважиной в интервале 6920-8250 м, представляет собой самостоятельную вещественно-стратиграфическую единицу, по предварительным данным, возраст пород соответствует пермско-триасовому. По всей толще отмечается развитие трещиноватости, в том числе открытой, частота встречаемости которой увеличивается с глубиной. Базальтовая толща Ен-Яхинской скважины характеризуется разнообразием фильтрационно-емкостных свойств. Согласно данным, полученным в результате изучения образцов керна, верхняя часть базальтов имеет очень низкие коллекторские свойства, является флюидоупором. Ниже по разрезу в них зафиксирована интенсивная открытая трещиноватость и кавернозность с коэффициентом пористости до 18% и высоким коэффициентом проницаемости. По данным геофизических исследований предполагается заполнение коллекторов в базальтах углеводородным газом. Способность базальтов и их туфов формировать на глубинах более 6,5-7 км пустотное пространство (в результате вторичных процессов при высоких давлениях и температурах) создает реальные практические предпосылки для существования на больших глубинах резервуаров, которые при определенных обстоятельствах могут быть заполнены углеводородным флюидом (преимущественно метаном). Таким образом, Ен-Яхинская сверхглубокая параметрическая скважина подтвердила широкое площадное развитие мощной базальтовой толщи — принципиально нового комплекса, содержащего в своем составе природные резервуары, способные аккумулировать углеводороды. На основании комплексной интерпретации результатов сверхглубокого бурения в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции специалисты НПЦ «Недра» предложили принципиально новую модель формирования газовых залежей в глубоких горизонтах, которая открывает большие перспективы для выявления скоплений углеводородов ниже промышленно освоенных глубин в пределах действующих гигантских газовых месторождений в центральной части ЯНАО. Очевидно, что продолжение изучения глубинных горизонтов недр путем бурения сверхглубоких скважин позволит не только объективно оценить углеводородный потенциал всего разреза осадочного чехла и понять механизмы формирования месторождений-гигантов, но и содействовать прогрессу отечественных технологий освоения недр. Нефть и Капитал 11 2006

BorisE: Вот такая забавная ситуация сложилась Не верится некоторым людям, что бывают проницаемости в 4-5 Дарси при высоких пористостях Но уравнение регрессии имеет такой вид Lg Кпр = 2.795 +1.312* LgКп -1.365*LgКвс - 0.028 *LgPп Данное соотношение имеет показатели степени при пористости, содержании связанной воды и параметре пористости близкие к применяемым в гидрогеологии для оценки проницаемости приповерхностных рыхлых отложений. Жаль, интервал маленький, а другие данные привлечь не удалось (по отсутствию на это времени, географии и методологии работ)- глубина отсутствует С ростом глубины абсолютные значения числовых показатели при LgКп и LgКвс обычно возрастают примерно в 2-3 раза, а свободный член уменьшается, что отвечает известным соотношениям Тимура и Диманура.

bne: Впечатление, что часто именно в них не все в порядке с измерениями (если и выносится керн, то проницаемость нередко не мереется) Еще хуже в случае слоистого разреза (чередование песков с глигнами или мергелем) Навеяно это безрадостное сообщение (выборка то смещается) попыткой разобраться с противоречиями между каратожом и керном по отложениям Тамани Ох, неспроста, Лермонтов худо про Тамань написал ;-(

bne: Фактически по жизни кроме уравнений-отклика (каротажа на состав и строения) есть и синтаксические уравнения (уравнения-состояния - описывающего возможные конфигурации простой среды). Элланский употреблял слово УРАВНЕНИЯ-СВЯЗКИ, но это шире (включает, скажем и уравнения для переходной зоны) Слова уравнение-состояния - естественная метафорическая отсылка к теориям Ван-Дер-Ваальса и прочим теориям с фазовыми переходами Естественый переход здесь и к типичным для дорожных покрытий и цементов связям - грансостав- пористость Для горных пород сложнее, ибо грансостав регулируется условиями цементации Интереснее другое Уранения или неравенства здесь практически столь же нестрогие, но часто дают приличные оценки Так днями (очень неожиданно для самого себя) предсказал по керну (мало что зная о разрезе) наличие АВПД просто по изломам на уравнения состояния Аналогично можно предсказывать фазовые переходы по геометрии пористой среды (это на диаграмме Lucia видно) http://petrophysics.fastbb.ru/?1-1-0-00000004-000 Нужно только увеличить объем опыт и готовить Case по нему

bne: Carbonate cementation-dissolution in deep-seated sandstones near the overpressure top in central Junggar Basin, Xinjiang, NW China Chinese Journal of Geochemistry Science Press, co-published with Springer-Verlag GmbH ISSN 1000-9426 Volume 28, Number 1 /2009 DOI 10.1007/s11631-009-0086-x pp 86-96 Carbonate cementation-dissolution in deep-seated sandstones near the overpressure top in central Junggar Basin, Xinjiang, NW China Zhi Yang1, 5, Sheng He1, 2 , Furong Wang1, 5, Zhiliang He3, 5, Hengzhi Wu4, 5 and Xianlong Meng3, 5 (1) Faculty of Earth Resources, China University of Geosciences, Wuhan, 430074, China (2) Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources (China University of Geosciences Wuhan), Ministry of Education, Wuhan, 430074, China (3) Research Institute of Petroleum Exploration and Production, SINOPEC, Beijing, 100083, China (4) Southwest Branch Company, SINOPEC, Chengdu, 610051, China (5) West Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Production, SINOPEC, Urumqi, 830011, China Received: 12 February 2008 Accepted: 24 April 2008 Published online: 11 January 2009 Abstract Fluid/rock interaction occurs frequently in the sandstones near the overpressure top in central Junggar Basin, and carbonate cementation-dissolution is related closely to the formation of secondary pores in the reservoir sandstones. From petrological, hydrochemical and fluid-inclusion studies of the deep-seated sandstones near the overpressure top in central Junggar Basin and the carbon and oxygen isotopic characteristics of carbonate cements in those sandstones, the following conclusions can be drawn: (1) Carbonates are the major cements. Two-stage cementation was commonly developed, with late-stage ferroan carbonate cementation being dominant; several secondary porosity zones were developed vertically in the sandstones near the overpressure top, and there is a mutually compensatory relationship between the carbonate contents and the mean porosity; (2) the alkalescent formation-water chemical environments are in favor of carbonate precipitation; (3) there were two phases of thermal fluid activity which are related to the late-stage carbonate cementation-dissolution; (4) with the overpressure top as the boundary, carbonate cements in the sandstones have slightly negative ¦Д13C and ¦Д18O values, showing such a variation trend that the ¦Д13C and ¦Д18O values near the coal-bearing Jurassic strata are lighter, those in the overpressure top are heavier, and those at the upper part of the overpressure top are lighter, which is considered to be the result of kinetic isotope fractionation driven by episodically overpressured fluid flow; (5) carbonate cementation is closely associated with the decarboxylation of organic acids, and secondary porosity zones resultant from dissolution by organic acids and CO2 derived from Jurassic coal-bearing strata, are the most important reservoir space of hydrocarbon, Studies of the mechanisms of carbonate cementation-dissolution and formation of secondary pores in the deep-seated sandstones near the overpressure top are of great significance both in theory and in practice in further investigating the rules of overpressured fluid flow (especially oil/gas migration) and predicting the reservoir space of hydrocarbon. Key words central Junggar Basin - deep-seated sandstone - carbonate cementation-dissolution - secondary porosity - overpressured fluid flow - carbon and oxygen isotopic characteristics - coal-bearing stratum -------------------------------------------------------------------------------- Sheng He Email: shenghe@cug.edu.cn References Bj¦Хrlykke K. (1994) Fluid-flow processes and diagenesis in sedimentary basins. In Geofluids: Origin, Migration and Evolution of Fluids in Sedimentary Basins (ed. Parnell L.) [C]. Geological Society Special Publication. 78, 127ЁC140. Brown D.M., McAlpine K.D., and Yole R.W. (1989) Sedimentology and sandstone diagenesis of Hibernia Formation oilfield, Grand Banks of Newfoundland [J]. AAPG Bulletin. 73, 557ЁC575. Cao Jian, Hu Wenxuan, Yao Suping et al. (2007) Mn content of reservoir calcite cement: A novel inorganic geotracer of secondary petroleum migration in the tectonically complex Junggar Basin (NW China) [J]. Science in China (Series DЎЄEarth Sciences). 50, 1796ЁC1809 (in Chinese). Cheng Keming, Su Aiguo, Zhao Changyi et al. (1997) Coal-generated in Tuha Basin [J]. Science in China (Series D). 40, 439ЁC442 (in Chinese). Curtis C.D. (1978) Possible links between sandstone diagenesis and depth-related geochemical reactions occurring in enclosing mudstones [J]. Journal of the Geological Society of London. 135, 107ЁC118. Geoffrey Thyne (2001) A model for diagenetic mass transfer between adjacent sandstone and shale [J]. Marine and Petroleum Geology. 18, 743ЁC755. Hao Fang (2005) Kinetics of Hydrocarbon Generation and Mechanism of Petroleum Accumulation in Overpressured Basins [M]. Science Press, Beijing (in Chinese). Hunt J.M. (1990) Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments [J]. AAPG Bulletin. 74, 1ЁC12. Irwin H., Curtis C., and Coleman M (1977) Isotopic evidence for source of diagenetic carbonates formed during burial of organic-rich sediments [J]. Nature. 269, 209ЁC213. Jansa L.F. and Noguera Urrea V.H. (1990) Geology and diagenetic history of overpressured sandstone reservoirs, venture gas field, offshore Nova Scotia, Canada [J]. AAPG Bulletin. 74, 1640ЁC1658. Jonk R., Hurst A., Duranti D. et al. (2005) Origin and timing of sand injection, petroleum migration, and diagenesis in Tertiary reservoirs, south Viking Graben, North Sea [J]. AAPG Bulletin. 89, 329ЁC357. Li Mingcheng (1995) Hot fluid activity in crust and hydrocarbon migration [J]. Earth Science Frontiers. 2, 155ЁC162 (in Chinese with English abstract). Li Pingping, Zou Huayao, and Hao Fang (2006) Formation mechanism and effect on petroleum accumulation of the weathering crust, top of Jurassic, in the hinterland of Junggar Basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica. 24, 889ЁC896 (in Chinese with English abstract). Lindquist S.J. (1977) Secondary porosity development and subsequent reduction, overpressured Frio Formation sandstone (Oligocene), south Texas [J]. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions. 27, 99ЁC107. Liu Guifeng, Wang Li, Li Chuntao et al. (2007) Relationship between chemical characteristic of formation water and hydrocarbon accumulation in hinterland of Junggar Basin [J]. Petroleum Geology & Experiment. 28, 54ЁC56 (in Chinese with English abstract). Lynch F.L. (1996) Mineral/water interaction, fluid flow, and Frio sandstone diagenesis: Evidence from the rocks [J]. AAPG Bulletin. 80, 486ЁC504. McBride E.F. (1977) Secondary porosity-importance in sandstone reservoirs in Texas (short note) [J]. Gulf Coast Association of Geological Societies, Transactions. 27, 121ЁC122. Nie Fengjun, Jiang Meizhu, Li Sitian et al. (2005) The responses of sandstone to hot fluid flow and their identified markers-A case study from the western part of the Pearl River Mouth Basin [J]. Earth Science Frontiers. 12, 581ЁC591 (in Chinese with English abstract). Ni Shijun, Qing Hairuo, Tang Jianwu et al. (2002) Kinetic modeling of diagenesis of Eogene lacustrine sandstone reservoirs in the Jianghan Basin, Southeastern China [J]. Chinese Journal of Geochemistry. 21, 298ЁC307. Roberts S.J. and Nunn J.A. (1995) Episodic fluid expulsion from geopressured sediments [J]. Marine and Petroleum Geology. 12, 195ЁC204. Shou Jianfeng, Zhang Huiliang, Si Chunsong et al. (2005) Dynamics of Sandstone Diagenesis [M]. Petroleum Industry Press, Beijing (in Chinese). Surdam R.C., Crossey L.J., Hagen E.S. et al. (1989) Organic-inorganic interactions and sandstone diagenesis [J]. AAPG Bulletin. 73, 1ЁC23. Tan Jianxiong, Zeng Yunfu, Chen Hongde et al. (1999) Significance of carbon isotopes in carbonate sequence stratigraphy-As exemplified by the Permian System in southwest China [J]. Chinese Journal of Geochemistry. 18, 69ЁC79. Taylor T.R. (1990) The influence of calcite dissolution on reservoir porosity in Miocene sandstones, Picaroon field, offshore Texas Gulf Coast [J]. Journal of Sedimentary Petrology. 60, 322ЁC334. Wang Darui (2000) Oil-Gas Stable Isotopic Geochemistry [M]. Petroleum Industry Press, Beijing (in Chinese). Wang Yong, Zhong Jianhua, Chen Hao et al. (2006) Vertical distribution and genesis of the secondary porosity in deep formation of Paleogene in the Dongpu Depression [J]. Petroleum Exploration and Development. 33, 576ЁC580 (in Chinese with English abstract). Wang Zhenliang, Zhu Yushuang, Chen Heli et al. (2000) Physical and chemical prosperities of Jurassic fluid in the hinterland of Junggar Basin and its hydrodynamic significance [J]. Geochimica. 29, 542ЁC548 (in Chinese with English abstract). Wang Zhizhang, Wu Shenghe, Xiong Qihua et al. (2003) Characteristics of Seepage Flow Field in Oil-gas Fields [M]. Petroleum Industry Press, Beijing (in Chinese). Weedman S.D., Brantley S.L., and Albrecht W. (1992) Secondary compaction after secondary porosity: Can it form a pressure seal? [J]. Geology. 20, 303ЁC306. Wilkinson M., Haszeldine R.S., and Fallick A.E. (2006) Hydrocarbon filling and leakage history of a deep geopressured sandstone, Fulmar Formation, United Kingdom North Sea [J]. AAPG Bulletin. 90, 1945ЁC1961. Wu Hengzhi, Meng Xianlong, and Yang Jiangfeng (2006) Formation conditions and prospecting technologies for subtle reservoirs in the Che-Mo palaeohigh of central Junggar Basin [J]. Oil & Gas Geology. 27, 779ЁC803 (in Chinese with English abstract). Wu Kongyou, Zha Ming, and Zhong Jianhua (2006) Distribution and evolution of overpressure systems in the Junggar Basin [J]. Chinese Journal of Geology. 41, 636ЁC647 (in Chinese with English abstract). Xie Xiaomin, Cao Jian, Hu Wenxuan et al. (2007) Origin and application of GOI data of oil inclusions in structurally complex basins: A case study in the Mosuowan Area of the Junggar Basin (NW China) [J]. Acta Geology Sinica. 81, 834ЁC842 (in Chinese with English abstract). Xie Xinong, Li Sitian, and Liu Xiaofeng (2006) Basin Fluid Dynamics in Abnormally Pressured Environments [M]. China University of Geosciences Press, Wuhan (in Chinese). Xie Yinfu, Li Hongqi, and Sun Zhongchun (2006) Discovery of a weathering crust between Jurassic and Cretaceous and its stratigraphic significance in the Shinan area of the Junggar Basin [J]. Geological Review. 52, 137ЁC144 (in Chinese with English abstract). Yang Zhi, He Sheng, Wu Hengzhi et al. (2007) Study into the distribution of overpressure stratum in the hinterland of Jungar Basin [J]. Geophysical Prospecting for Petroleum. 46, 137ЁC142 (in Chinese with English abstract). Yin Wei, Zheng Herong, Meng Xianlong et al. (2005) Geochemical behaviors of crude oils in central Junggar Basin [J]. Oil & Gas Geology. 26, 461ЁC466 (in Chinese with English abstract). Yu Bingsong and Lai Xingyun (2006a) Carbonic acid system of groundwater and the solubility of calcite during diagenesis [J]. Acta Sedimentologica Sinica. 24, 627ЁC635 (in Chinese with English abstract). Yu Bingsong and Lai Xingyun (2006b) Dissolution of calcite cement and its contribution to the secondary pores of reservoir in the Kela 2 gas field in the Tarim Basin [J]. Mineral Petrol. 26, 74ЁC79 (in Chinese with English abstract). Zha Ming, Zhang Weihai, and Qu Jjiangxiu (2000) The character and origin of overpressure and its explorational significance in Junggar Basin [J]. Petroleum Exploration and Development. 27, 31ЁC35 (in Chinese with English abstract). Zhang Yijie (2002) The geochemical characteristics of water rock interaction products in Junggar Basin [J]. Xinjiang Petroleum Geology. 23, 482ЁC484 (in Chinese with English abstract). Zhang Zhihuan, Hu Wenxuan, Zeng Jianhui et al. (2000) Study of fluid-rock interaction in Eogene Formation in Dongying Depression, Bohai Gulf Basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica. 18, 560ЁC566 (in Chinese with English abstract). Zheng Junmao and Ying Fengxiang (1997) Reservoir characteristics and diagenetic model of sandstone intercalated in coal-bearing strata (acid water medium) [J]. Acta Petrolei Sinica. 18, 19ЁC24 (in Chinese with English abstract). Zhong Dakang, Zhu Xiaomin, Zhang Zhihuan et al. (2003) Origin of secondary porosity of Paleogene sandstone in the Dongying Depression [J]. Petroleum Exploration and Development. 30, 51ЁC53 (in Chinese).

bne: Переписка с Алексеем о критической пористости недоуплотненных коллекторов Перенесено из другого раздела ============================== Добрый день! Простите, что вмешиваюсь - случайно наткнулся на вашу переписку и подумал: может найдется у вас время и желание помочь мне с вопросом о граничных значениях. Итак :Имеется терегенное месторождение, с глубиной залегания коллекторов до 1500 м. Правильно ли определено граничное значение глинистости Кгл гр =39% способом, указанным ниже,определено петрофизиком(советский термин)? Можно ли считать это зависимостью? Можно смешивать данные, полученные методом гранулометрическим и методом XRD для построения этой <зависимости>? С уважением, Алексей 0) Хотелось бы переместить Ваши вопросы в раздел Петрофизические связи (про пористость) Написать Вам про это в личном сообщении не могу, поскольку Вы не зарегистрировались - слать некуда Если не возражаете - так и сделаю после Вашего ответа 1) Я бы XRD и гранулометрию не смешивал (разные объемы образцов и разные результаты - смещение IMHO налицо) 2) Про Ваш объект более или менее понятно - вроде довольно типично Похоже, что работает связь пористости с суммой глинистости и карбонатности Если интервал более 100 метров недурно бы на таких глубинах как у Вас и об учете глубине подумать 3) В российских традициях попробовали бы работать со связью пористость-эффективная пористость, а раз ее нет - пористость - проницаемость (непонятно, почему Вы ее не приводите?) Оптимальным было бы построить зависимость проницаемости от пористости продиференцированную по относительной глинистости По рисункам (а не таблице) понять сложно, но я бы критическое содержание цемента (суммы глинистости и карбонатности) ловил бы в районе 25-30% для мела и 15% для юры Возможно можно найти и единую зависимость, если учесть глубину Успехов! ;-) Спасибо большое! весь вариант выглядит так Мы тоже склоняемся к цифре до 30%,переубедить сложно.

bne: Если при содержании цемента большем 20-25% у Вас еще может быть коллектор значит Вы имеете дело со слоистыми породами Кроме того не очень ясно что у Вас есть по гранулометрии (сколько фракций) Тут могут быть свои радости по кривым гранулометрии

bne: Если в составе отложений есть не только кварц, но и корродированные полевые шпаты и корродированные обломки пород, то по рентгенно-структурному анализу все эти компоненты могут дать эффект глинизации, хотя к самой глины, изменяющей поровое пространство породы они отношение иметь не будут В условиях Западной Сибири все эти радости в наличии Не знаю как в вашем регионе

Алексей: Спасибо за ответ. Да,полевые шпаты имеются в наличии по XRD от 2 до 20%

bne: Работы сделано много, но обработка не везде привычная Особенно это относится к гранулометрии и капилляркам Мне это ясно поскольку много именно с этим в софте работал (не сочтите за рекламу) 1) По гранулометрии явно видно различие гравелитов от влевритовых компонент, видимо оно во многом контролирует и проницаемость К сожалению, таблицы рабочие и не очень ясно какие из них где начинаются и где кончаются Нет и лабораторных номеров (которые могли бы помочь привязке) 2) Впечатление, что таки 30 минут при такой проницаемости недостаточно для того, чтобы добраться до неснижаемой водонасыщенности - значения остаются кое-где слишком высокими (капиллярные кривые не добегают до насыщения) К значениям в таблице для Кв-Рн не понятно как пририсовать проницаемость (разве только пририсовав вначале пористость, а потом по ней искать и это муторно) 3) Поскольку какое-никакое Кв2 у Вас есть для граниченой пористости можно построить связь Кпэфф=Кп*(1-Квс) от Кп Потом по экстраполяции в Кпэфф=0 найти Кпкр Аналогичную операции можно сделать и с связью Кпэфф с Cгл (однако, поскольку у Вас значима роль карбонатности радости это не принесет) А в остальном материал добротный, интересный И, конечно, важгно понимать что Вы берете за глинистость (чтобы настраивать уравнения для ГК или ПС) А нет ли у Вас образцов где одновременно есть и гранулометрическая глинистость и XRD ? Тогда может быть удалось прикинуть связь между Cгл, CглXRD и содержанием полевых шпатов

Алексей: К сожалению нет вместе,все в отдельных таблицах

bne: Неужто на образцах по которым делалась капиллярка не определяли проницаемость? У Вас же есть связи Кпр с Квс А! Дошло! Это Вы про XRD У меня были кажется данные с похожими сопоставлениями

bne: Формально можно критиковать физичность измерения по его коррелируемости (если таковая должна быть) Наверное на этом пути применение тут XRD можно оспаривать

Алексей: Еще раз спасибо!

bne: Я могу нарисовать картинки по связям Кп-Кпр-Сгл-Скарб А также несколько кривых капиллярок и расчет фазовых Но думаю что тут все и без того ясно А по гранулометриии более опесчатенных фракций не хватает для расчета медианного диаметра и сортировки Будет настроение иоли вопросы - заходите еще

Алексей: Обязательно,еще раз спасибо.

bne: Про место писать подробно не буду В принципе это Устюрт Породы на глубине до 4000 остаются рыхлыми (ощущение, что в ряде случаев отсутствует и карбонатный и кремнистый цемент) Покрышка есть (на глубине порядка 2500) и может и неплохая, причем сразу вниз заметно возрастает сопротивление Сопротивление глин там порядка 3 омм (вода соленая) По испытаниям все плохо, но делались они бестолково (цементация скверная) Керна нет В итоге для меня гипотеза продуктивности остается открытой Кроме того впечатление, что глинистость таки стоит учитывать причем в модели слоистого коллектора Такая вот жизнь идет из-за некачественных данных

bne: Интересно, при этом что коллектора в нижней части разреза приурочены к вывалам по каверномеру (ГК в них низкое, не взирая на калиевый раствор)

bne: Обработал данные керна по соседнему объекту Получается забавная и почти стратегическая информация На глубине порядка 3700 открытая пористость (в атмосферных условиях) меняется от 5% до 11% При этом критическая пористость (в атмосферных условиях) порядка 8%-10% Если перейти к пластовым условиям и учесть Клинкенберга - априорная вероятность нахождения хорошего коллектора может резко упасть Жаль что нет гранулометрии - не удивит если это эоловые отложения

bne: Diagenesis and reservoir quality of the fourth member sandstones of Shahejie formation in Huimin depression, eastern China Journal of Central South University of Technology Central South University, co-published with Springer ISSN 1005-9784 (Print) 1993-0666 (Online) Volume 17, Number 1 / Февраль 2010 г. DOI 10.1007/s11771-010-0027-1 pp. 169-179 Diagenesis and reservoir quality of the fourth member sandstones of Shahejie formation in Huimin depression, eastern China Jin-liang Zhang 1, 2 , De-yong Li 2 and Zhi-qiang Jiang 3 (1) College of Marine Geo-science, Ocean University of China, Qingdao, 266100, China (2) College of Resources Science and Technology, Beijing Normal University, Beijing, 100875, China (3) China National Offshore Oil Corporation, Shanghai, 200030, China Received: 5 March 2009 Accepted: 28 June 2009 Published online: 12 February 2010 Abstract Petrographic analysis combined with various techniques, such as scanning electron microscopy and X-ray diffraction, was used to assess the timing of growth and original mineral cements, the controls on reservoir and reservoir quality of the fourth member sandstones of Shahejie formation (Es4). The Es4 sandstones are mostly arkose and lithic arkose, rarely feldspathic litharenite, with an average mass fraction of quartz 51.6%, feldspar 33.8% and rock fragments 14.6% (Q51.6F33.8R14.6). They have an average framework composition (mass fraction) of quartz 57.10%, K-feldspar 5.76%, sodium-calcium feldspar 13.00%, calcite 5.77%, dolomite 5.63%, siderite 0.95%, pyrite 0.30%, anhydrite 0.04%, and clay mineral 11.46%. The diagenentic minerals typically include kaolinite, illite-smectite (I/S), illite, chlorite, authigenetic quartz and feldspar, and carbonate and pyrite. Es4 sandstone has undergone stages A and B of eodiagenesis, and now, it is experiencing stage A of mesodiagenesis. Reservoir quality is predominantly controlled by the mechanical compaction, for example, 45.65% of the original porosity loss is related to compaction. The original porosity loss related with cementation is only 26.00%. The reservoir quality is improved as a result of dissolution of feldspar, rock fragment and so forth. The porosity evolved from dissolution varies from 3% to 4%. Key words sandstone diagenesis - kaolinite - reservoir quality - compaction - Huimin depression Foundation item: Project(2006AA09Z336) supported by the National High-Tech Research and Development Program of China References [1]. ZHOU Zi-li. Relationship between diagenesis and reservoir evaluation of Tertiary clastics in Shengli oilfield, Shandong province [J]. Earth Science, 1987, 12(3): 311–318. (in Chinese) [2]. ZHAO Cheng-lin, ZHANG Shan-wen, YUAN Jing. Sedimentary reservoir versus oil and gas [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999: 68–73. (in Chinese) [3]. ZHU Xiao-min, ZHONG Da-kang, ZHANG Qin, ZHANG Li. Sandstone diagenesis and porosity evolution of Paleogene in Huimin depression [J]. Petroleum Science, 2004, 1(3): 23–29. [4]. ZHANG Li, ZHU Xiao-min, ZHONG Da-kang, CUI Ke-ping. Evaluation on controlling factors of Paleogene sandstone reservoir in Huimin sag [J]. Journal of Jilin University, 2007, 37(1): 105–111. (in Chinese) [5]. ZHANG Li, ZHU Xiao-min, ZHONG Da-kang, CUI Ke-ping. Vertical distribution of secondary pores in Paleogene sandstones in Huimin depression and its genesis analysis [J]. Journal of China University of Geosciences, 2007, 32(2): 253–259. (in Chinese) [6]. ZHANG Li, ZHONG Da-kang, ZHU Xiao-min. Main controlling factors of Paleogene sandstone reservoirs in the Huimin subbasin [J]. Geology in China, 2005, 32(4): 682–689. (in Chinese) [7]. AASE N E, BJRKUM P A. The effect of grain-coating microquartz on preserbation of reservoir porosity [J]. AAPG Bulletin, 1996, 80(3): 1654–1673. [8]. BLOCH S, LANDER R H, BONELL L. Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstones reservoirs: Origin and predictability [J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(2): 301–328. [9]. JAHREN J, RAMM M. The porosity-preserving effects of microcrystalline quartzcoating in arenitic sandstones: Examples from the Norwegian continental shelf [M]. Oxford: Blackwell Special Publications of International Association of Sedimentologists, 2000: 135–139. [10]. PITTMAN E D, LARESE R E, MEALD M T. Clay coats: Occurrence and relevance to preservation of porosity [C]// Origin, Diagenesis and Petrophysics of Clay Minerals in Sandstones. California: Society of Economic Paleontolgists and Mineralogists, 1992: 241–255. [11]. ALAA M, SALEM S, MORAD S. Diagenesis and reservoir quality evolution of fluvial sandstones during progressive burial and uplift: Evidence from the upper Jurassic Boipeba member, Reconcavo basin, northeast Brazil [J]. AAPG Bulletin, 2000, 84(7): 1015–1040. [12]. FOLK R L. Petrology of sedimentary rocks [M]. Texas: Hemphill Press, 1968: 107–108. [13]. SCHMID S, WORDEN R H, FISHER Q J. Diagenesis and reservoir quality of the sherwood sandstone (Triassic), Corrib field, Slyne basin, west of Ireland [J]. Marine and Petroleum Geology, 2004, 21(5): 299–315. [14]. WALDERHAUG O. Temperatures of quartz cementation in Jurassic sandstones from Norwegian continental shelf-evidence from fluid inclusion [J]. Journal of Sedimentary Research, 1994, 64(2): 311–324. [15]. ZHOU Xiang-yang, LI Chang-lin, HUO Deng-wei, LI Jie, WU Shang-yuan, LIU Ye-xiang. Thermal stability and oil absorption of aluminum hydroxide treated by dry modification with phosphoric acid [J]. Journal of Central South University of Technology, 2007, 14(6): 779–783. [16]. ROSSI C, KÄLIN O, ARRIBAS J, TORTOSA A. Diagenesis, provenance and reservoir quality of Triassic TAGI sandstones from Ourhoud field, Berkine (Ghadames) basin, Algeria [J]. Marine and Petroleum Geology, 2002, 19(6): 117–142. [17]. ZHANG Jin-liang, QIN Li-juan, ZHANG Zhong-jie. Depositional facies, diagenesis and their impact on the reservoir quality of Silurian sandstones from Tazhong area in central Tarim Basin, western China [J]. Journal of Asian Earth Science, 2008, 33(6): 42–60. [18]. LUNDEGARD P D. Sandstones porosity loss: A big picture view of the importance of compaction [J]. Journal of Sedimentary Petroleum, 1992, 62(4): 250–260. [19]. HOUSEKNECHT D W. Assessing the relative importance of compaction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones [J]. Am Assoc Pet Geol Bull, 1987, 71(3): 633–642. [20]. BEARD D C, WEYL P K. Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand [J]. AAPG Bulletin, 1973, 57(4): 349–369. [21]. ZHANG Jin-liang, JIA Ying, DU Gui-lin. Diagenesis and its effect on reservoir quality of Silurian sandstones, Tabei area, Tarim basin, China [J]. Petroleum Science, 2007, 4(3): 1–10.

bne: Diagenesis and its effect on reservoir quality of Silurian sandstones, Tabei area, Tarim Basin, China Petroleum Science China University of Petroleum ISSN 1672-5107 (Print) 1995-8226 Volume 4, Number 3 / Август 2007 г. DOI 10.1007/s12182-007-0001-1 pp 1-13 Diagenesis and its effect on reservoir quality of Silurian sandstones, Tabei area, Tarim Basin, China Jinliang Zhang1 , Ying Jia1 and Guilin Du1 (1) School of Geosciences, Ocean University of China, Qingdao, Shandong, 266003, China Received: 15 June 2006 Published online: 11 January 2008 Abstract The diagenetic processes of the Tabei sandstones in the Tarim Basin include compaction, cementation (quartz overgrowths, calcite, clay minerals and a minor amount of pyrite), and dissolution of the feldspar and calcite cement. Porosity was reduced by compaction from an assumed original 40% to about 22.1%. Cementation reduced porosity to 26.6%. The Tabei sandstones lost a little more porosity by compaction than by cementation. Quartz cementation, especially syntaxial quartz overgrowth, is a major cause of porosity-loss in many reservoirs in moderately to deeply buried sandstone. Calcite cementation played a key role in the porosity evolution of sandstones. At the early stage of burial, the early calcite cement occupied most of the pore spaces resulting in significant porosity. On the other hand, some primary porosity has been preserved due to incomplete filling or the presence of scattered patches of calcite cement. In addition to calcite, several clay minerals, including illite and chlorite occurred as pore-filling and pore-lining cements. The pore-lining chlorite may have helped in retaining the porosity by preventing the precipitation of syntaxial quartz overgrowths. Illite, which largely occurred as hair-like rims around the grains and bridges on the pore throats, caused a substantial deterioration of penetrability of the reservoir. Calcite cement dissolution was extensive and contributed significantly to the development of secondary porosity. Key words Tarim Basin - diagenesis - secondary pore - reservoir quality Zhang Jinliang, born in 1962, received his PhD degree at the Chengdu University of Technology in 1990. Now he is a professor in the Ocean University of China. His major research interests cover sedimentary geology, reservoir geology, sequence stratigraphy and analysis of petroliferous basin. -------------------------------------------------------------------------------- Jinliang Zhang Email: jinliang@ouc.edu.cn References Alaa M., Salem S. and Morad S. (2000) Diagenesis and reservoir quality-evolution of fluvial sandstones during progressive burial and uplift: evidence from the Upper Jurassic Boipeba Member, Reconcavo Basin, Northeast Brazil. AAPG Bulletin, 84(7), 1015–1040 Aynur G. B. and Ali S. B. (2005) Clay controls on reservoir properties in sandstone of Kuzgun formation and its relevance to hydrocarbon exploration, Adana basin, Southern Turkey. Journal of Petroleum Science and Engineering, 47, 123–135 Carvalho M. V. F., De Ros L. F. and Gomes N. S. (1995) Carbonate cementation patterns and diagenetic reservoir facies in the Campos Basin Cretaceous turbidites, offshore eastern Brazil. Marine and Petroleum Geology, 12, 741–758 Ehrenberg S. N. (1989) Assessing the relative importance of compaction and cementation to reduction of porosity in sandstones: Discussion; Compaction and porosity evolution of Pliocene sandstones, Ventura Basin, California: Discussion. Bulletin American Association Petroleum Geologists, 73, 1274–1276 Felixa L.C., Luis A. and Munoz B. (2005) Representing a relation between porosity and permeability based on inductive rules. Journal of Petroleum Science and Engineering, 47, 23–34 Fisher Q. J., Casey M. and Clennell M. B. (1999) Mechanical compaction of deeply buried sandstones of the North Sea. Marine and Petroleum Geology, 16, 605–618 Folk R. L. (1968) Petrology of sedimentary rocks. Austin, TX: Hemphill, 107p Haszeldine R. S. and Macaulay C. I. (2000) Sandstone cementation and fluids in hydrocarbon basins. Journal of Geochemical Exploration, 69–70, 195–200 Hiatt E., Kyserb K. and Dalrymple R. W. (2003) Relationships among sedimentology, stratigraphy, and diagenesis in the Proterozoic Thelon Basin, Nunavut, Canada: implications for paleoaquifers and sedimentary-hosted mineral deposits. Journal of Geochemical Exploration, 80, 221–240 Khalid A., Hussain M., Imam B. and Saner S. (2004) Lithologic characteristics and diagenesis of the Devonian Jauf sandstone at Ghawar Field, Eastern Saudi Arabia. Marine and Petroleum Geology, 21, 1221–1234 Madhavaraju J., Ramasamy M., Ruffell A. and Mohan S. P. (2002) Clay mineralogy of the Late Cretaceous and early Tertiary successions of the Cauvery Basin (southeastern India): implications for sediment source and palaeoclimates at the K/T boundary. Cretaceous Research, 23, 153–163 Marfil R., Scherer M. and Turrero M. J. (1996) Diagenetic processes influencing porosity in sandstones from the Triassic Buntsandstein of the Iberian Range, Spain. Sedimentary Geology, 105, 203–219 Pimentel N. L. (2002) Pedogenic and early diagenetic processes in Palaeogene alluvial fan and lacustrine deposits from the Sado Basin (S Portugal). Sedimentary Geology, 148, 123–138 Schmid S., Worden R. H. and Fisher Q. J. (2004) Diagenesis and reservoir quality of the Sherwood Sandstone (Triassic), Corrib Field, Slyne Basin, west of Ireland. Marine and Petroleum Geology, 21, 299–315 Wescott W. A. (1983) Diagenesis of Cotton Valley sandstone (Upper Jurassic), East Texas: Implication for tight gas form action pay recognition. AAPG Bulletin, 67(6), 1002–1013 Worden R. H. and Morad S. (2000) Quartz cementation in oil field sandstones: A review of the key controversies. In R. H. Worden, & S. Morad, Quartz cementation in sandstones. Oxford: Blackwell, Special Publications of the Iinternational Association of Sedimentologists, Vol.29, 1–20 Zhang J. L. (2004) Diagenesis of lacustrine deltaic sandstone and its impact on reservoir quality, Acta Sedimentologica Sinica, 22(2), 225–233 (in Chinese). Zhang J. L. and Shen F. (1990) Clastic diagenesis and reservoir properties of the third member of Shahejie formation, Qiaokou area, Dongqu Depression. Minerals and Rocks, 10(1), 35–42 (in Chinese)

bne: ДЮК и Кора выветривания (Западная Сибирь) Волей судем снова попали такие объекты (названия писать теперь не велит корпоративная политика) В итоге соорудил приличный массив из трех месторождений, но набора измерений на мой вкус явно недостаточно Тем не менее подмечена интересная закономерность (тренд зависимостей по разным объектам, сопряженный с их удалением к Северу)

bne: К сожалению, остаются сомнения, что измерения не смещены Не исключено что особенно это касается содержания связанной воды и проницаемости Облака точек имеют существенный сдвиг

bne: The jarosite is nonuniform in structure and shape as compared to the CCRs having spherical, hollow shaped and some of them are cenosphere in nature. The major mineral phase of jarosite is Potassium Iron Sulphate Hydroxide {KFe3(SO4)2(OH)6}and Iron Sulphate Hydrate {2 Fe2O3SO3 x 5 H2O}. In CCRs the dominant phases are quartz {SiO2}, mullite {3 Al2O3 x 2 SiO2} and hematite {Fe2O3}. The high electrical conductivity of jarosite (13.26+/-0.437 dS/m) indicates that the presence of cations and anions are predominant over CCRs (0.498+/-0.007 dS/m). The major portion of jarosite consists of iron (23.66+/-0.18%), sulphur (12.23+/-0.2%) and zinc (8.243+/-0.075%). But CCRs main constituents are silicon (27.41+/-0.74%), aluminium (15.167+/-0.376%) and iron (4.447+/-0.69%). Похоже он неустойчив и образуется по колчедану

bne: Подтверждается ранее описанный тренд пористости по содержанию цемента и глубине Коэффициент детерминации - 0.84

bne: THE EFFECT OF OIL SATURATION ON THE MECHANISM OF COMPACTION IN GRANULAR MATERIALS: HIGHER OIL SATURATIONS LEAD TO MORE GRAIN FRACTURING AND LESS PRESSURE SOLUTION SHANVAS SATHAR, RICHARD H. WORDEN, DANIEL R. FAULKNER, AND P. CRAIG SMALLEY Journal of Sedimentary Research, 2012, v. 82, 571–584 ABSTRACT : Whether addition of oil to sandstones slows, stops, or has no influence upon pressure solution and quartz cementation has long been disputed, despite having major implications for petroleum exploration and appraisal strategies. To elucidate the effect of addition of oil to compaction, pressure solution, and cementation processes, this study utilizes an experimental approach simulating isochemical, volumetric compaction using granular halite in the presence of variable brine– oil mixtures. Each experiment, at 500 kPa effective stress, lasted 48 hours and involved repeated measurements of volumetric strain. The lithified products of experiments were examined using SEM techniques. After 30 hours, approximately 4% volumetric strain occurs when the brine–oil ratio is 100:0 (pure brine). Fractures are rare in samples from experiments undertaken with pure brine so that pressure solution, and concomitant cementation, must be the compaction mechanism. When the brine–oil ratio is decreased from 100:0 to 40:60, the volumetric strain remains about 4% but there are more fractures, as quantified from SEM image analysis. These observations suggest that, although pressure solution has occurred, some of the volumetric strain is the result of fracturing, implying that pressure solution has been less effective in the presence of some oil than it is in the presence of pure brine. When the brine–oil ratio is decreased further from 40:60 to 5:95, the volumetric strain increases up to 7.3%; SEM image analysis reveals that the strain is predominantly due to grain fracturing. This change from pressure solution to grain fracturing is likely due to heterogeneous pressure solution resulting from heterogeneous distribution of stresses. Brine-coated grain contacts undergo pressure solution but oil-coated grain contacts experience increasing stress up to the point of failure, as the surrounding grain pack compacts. When the brine–oil ratio is decreased to less than 5:95, volumetric strain decreased to about 1% with few induced fractures and little pressure solution. Compaction is negligible when the brine–oil ratio is 0:100 (only oil in the pores) and fractures are negligible. Halite is more water-soluble and more hygroscopic than quartz so that water will cling to halite surfaces more tenaciously than to quartz. Since even halite has its mechanism of volumetric strain affected when the brine–oil ratio is less than 40:60, quartz pressure solution and subsequent cementation is even more likely to be affected by oil filling. This experimental study suggests that the mechanism and extent of compaction and subsequent cementation in sandstones is strongly affected by the addition of oil. During oil filling of a reservoir, formation water will be gradually expelled until the pores are largely filled with oil. In these diagrams, th e size of the arrows is proportional to the magnitude of the normal stress acting on the grain contacts.A)At the early phase, the stress distribution is homogeneous along all the grain contacts irrespective of the presence of oil or brine. B) With time, pressure solution along the grain contacts where the aqueous fluid is available may lead to heterogeneous distribution of stresses at different grain–grain contacts. At the remaining contacts occupied by oil, no pressure solution occurs. C)This heterogeneous pressure solution results in the accumulation of stress along the grain contacts occupied by oil and decrease in stress along grain contacts occupied by water as a resultof pressure solution. D)Sufficient stress accumulates along the oil-occupied grain contacts until it responds byE) grain fracturing. This sort of fracturing does not occur when the brine–oil ratio is either 100:0 or 0:100 because pressure solution tends to be, respectively, homogeneous or totally absent under those conditions.

bne: Попался отчет по подсчету запасов с забавной идеей Оценивается границы пористости коллекторов снизу и сверху через глубину, а в промежутке между минимумом и максимумом идет интерполяция по Альфа СП Своеобразная идея, но сомнительно обоснованная

bne: Parameters controlling the quality of the Hamra Quartzite reservoir, southern Hassi Messaoud, Algeria: insights from a petrographic, geochemical, and provenance study Soumya Benayad& Young-Soo Park& Rabah Chaouchi& Naima Kherfi Arab J Geosci DOI 10.1007/s12517-013-0905-6 Abstract Petrographic and geochemical analysis of the Hamra Quartzite reservoir in the southern periphery of the Hassi Messaoud field has been undertaken. The aim is to identify the quality of these sandstones as well as their tectonic setting and possible provenance. Petrographic analysis reveals that the studied reservoir is constituted of fine- to coarse-grained sandstones in which quartz forms the principal framework mineral. The main cement phases identified in this reservoir are quartz, illite, and carbonate, precipitated in that order. The principal diagenetic factors controlling the reservoir quality are quartz overgrowths, formation of authigenic clays, and the precipitation of carbonate cement. The Hamra Quartzite reservoir is considered mature from a compositional point of view as it consists predominantly of quartzarenites. Geochemically, these sandstones have a high SiO2content (93.28–98.79 wt%). The Hamra Quartzite deposits appear to be derived from deeply weathered (under warm–humid climate conditions) granitic–gneissic terrains or recycled sedimentary source areas. A passive margin origin is the most likely tectonic setting for the depositional environment of these arenites. The reservoir quality is strongly influenced by the relationship between the clay content and mineralogy. The combined effect of quartz overgrowth and the plugging of pores by illite have reduced both porosity and permeability. As a result,economically viable oil production in this area will depend most strongly on the combination of matrix and fracture porosity.

bne: Geometric models of porosity reduction by ductile grain compaction and cementation Maryam A. Mousavi and Steven L. Bryant AAPG Bulletin, v. 97, no. 12 (December 2013), pp. 2129–2148 ABSTRACT Pore-volume reduction of sediments by plastic deformation during compaction and by cementation of grains has been evaluated for different proportions of ductile and hard grains. We represent the compaction behavior of grains with a purely geometric model, which uses the cooperative rearrangement algorithm to produce dense, random packings of partly inter penetrating spheres. We varied the fraction of grains assumed to be ductile and the radius of the rigid core of the ductile grains. The predicted relationship between the fraction of ductile grains in the sediment and the porosity after compaction agrees well with previously published experimental data in the literature. The radius of the rigid core of the ductile grains is an effective way to represent different kinds of ductile material, ranging from brittle (rigid radius >0.9) to extremely ductile (rigid radius <0.7). We simulated quartz cementation in our compacted rock by adding isopachous cement. Cement thickness was reduced on the smaller grains and increased on the larger grains to account for presumed export of pressure dissolved material from finer grained regions and the import of material into coarser grained regions. These simulations yield descriptions of pore-scale geometry resulting from processes common in sandstones. Modeled pore geometry provides in sight into transport properties of such rocks. For example, the models predict, to within a factor of five, the permeability of samples of tight-gas sandstones having little intragranular porosity.

bne: Identification of sedimentary-diagenetic facies and reservoir porosity and permeability prediction: An example from the Eocene beach-bar sandstone in the Dongying Depression, China Jian Wang a, b, * , Yingchang Cao a, b, **, Keyu Liu a, c , Jie Liu d , Muhammad Kashif a Marine and Petroleum Geology 82 (2017) 69e84 Absracts Accurate prediction of reservoir porosity and permeability is essential for prospecting hydrocarbon reserves and petroleum production capacity. We propose an innovative reservoir porosity and permeability prediction method through identifying sedimentary-diagenetic facies, determining the porositypermeability trends using core measurement data, extrapolating the spatial distribution of the sedimentary-diagenetic facies using log data through the Bayes discriminant analysis and predicting the reservoir porosity and permeability. The essence of the method was illustrated and its effectiveness was demonstrated using the Eocene beach-bar sandstones in the Dongying Depression, Bohai Bay Basin, eastern China. The Eocene beach bar sandstones are classified into fine sandstone, siltstone, and argillaceous siltstone based on grain sizes, sorting, and matrix contents. The major diagenetic processes that influence the porosity and permeability of the beach-bar sandstones are compaction, carbonate cementation and feldspar dissolution. Seven sedimentary-diagenetic facies were identified in the beachbar sandstones based on the lithological types, and their corresponding diagenesis and influence extent on reservoir properties. The variation ranges of porosity and permeability (log K) of these sedimentarydiagenetic facies are typically less than 6% and 1.2, respectively. Both the porosity and permeability have well defined functional relationships with depth. The sedimentary-diagenetic facies can be identified effectively from logging data through the use of the Bayes discriminant analysis and corresponding crossplots. The porosity and permeability (log K) of the well evaluated in the study were predicted with errors in the range of ±3% and ±0.6, respectively, based on the distribution and the fitting equation of the trend lines for the seven sedimentary-diagenetic facies. The predicted porosities and permeability of sedimentary-diagenetic facies match the measured porosities and permeability well.

bne: International Geology Review, 28:8, 931-942 THE CALCITE BUDGET IN THE PHYSICAL ZONATION OF PLATFORM SEDIMENTS N. A. Minskiy

bne: Собрал данные по нескольким объектам с ачимовкой 1) Да, обычно ухудшенные свойстваб карбонатность и связанная вода повыше 2) Она не всегда по петрофизике особенная по сравнению с соседними платами (если там плохие коллекторы) 3) Впечатление, что и связь с расчлененностью или иными параметрами неоднородности (по каротажу) здесь должна работать (на одном из объектов я это уже доказывал)

bne: Diagenetic Facies Classification of Low⁃Porosity and Low⁃Permeability Sandstones Based on Porosity Evolution Simulation: A Case Study from Permian Strata in Jinxi Flexure Belt, Ordos Basin CHEN Yulong, ZHANG Chong, NIE Xin, SHI Wenrui, LIU Jingqiang, GUO Jining The key to exploration of low ⁃porosity and low ⁃permeability reservoirs is to predict the reservoirs with relative good physical properties to find favorable petroliferous areas. In a certain sedimentary environment, diagenetic facies is the core factor controlling the physical properties of reservoirs. The diagenetic facies which can be used to classify petroliferous areas should consider the influence of dia⁃ genesis on pore spaces of reservoirs. Based on rock components, surface porosity and petrophysical properties and through porosity evolu⁃ tion simulation, porosity variations before and after diagenesis such as compaction, cementation and corrosion are simulated on the basis of primary porosity. Apparent compaction rate, apparent cementation rate and apparent corrosion rate are used to represent the construction and destroy degrees of pore spaces caused by diagenesis and the degrees could be digitalized. Based on the data of apparent compaction rate, apparent cementation rate and apparent corrosion rate, diagenesis can be divided into 3 types, namely strong, moderate and weak dia⁃ genesis. Based on the intensities of compaction, cementation and corrosion, diagenetic facies can be classified quantitatively. With this method, the Permian diagenetic facies in Jinxi flexure belt of Ordos basin are classified as strong cementation and strong corrosion facies, strong cementation and moderate corrosion facies and moderate cementation and moderate corrosion facies, which is in accordance with the results from thin section analysis Интересная работа Обидно, что у нас в это не играют

bne: Г.Т. БОРИСЕНКО, А.Б. ЖАМАНШАЛОВА ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Г.Т. БОРИСЕНКО, А.Б. ЖАМАНШАЛОВА ( Казахский национальный технический университет имени К. И. Сатпаева, г. Алматы) bgt 69 @ mail.ru, azhamanshalova@mail.ru ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Труды « Роль и место молодых ученых в реализации новой экономической политики Казахстана» Международные Сатпаевские чтения. - 2015. - Том III. - С. 416-423 http://portal.kazntu.kz/files/publicate/2015-10-30-elbib_34.pdf Любопытно, что подтверждается на Южном Мангышлаке (Узень) тема пористости скелета (включающей сумму пористости, глинистости и карбонатности) Также неплохо показали себя модели для остаточной воды и проницаемости Резюме к статье Авторы Г.Т. Борисенко, А.Б. Жаманшалова Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород в настоящее время нашли широкое применение. При качественных исследованиях, знании петрофизических связей между геофизическими параметрами и коллекторскими свойствами, при правильном представлении о типе коллектора и применении обоснованных способов интерпретации, геофизические методы позволяют получать представительные данные об изучаемом пласте. В работе решена задача изучения петрофизических терригенных продуктивных отложений месторождения южного Мангышлака. Изучены петрофизические связи между общей и открытой пористостью; распределения минералогической плотности; коэффициента общей пористости с проницаемостью; ,предложена петрофизическая модель связывающая пористость и содержание глинистого и карбонатного цемента. Сумма объемной глинистости и пористости в слабокарбонатизированных пластах в среднем равна 32%, изменясь от 28 до 36%. Эта константа петрофизической модели служит контролем правильности определения пористости и глинистости по данным геофизических исследований скважин. Authors G.T.Borisenko, A.B.Zhamanshalova Nowadays geophysical methods of identifying reservoir parameters and oil saturation of rocks are widely applicable. The relationship between petrophysical studies and geophysical parameters with correspondence of reservoir properties identification and well-logging interpretation supply precise data about reservoir. The subject of the study is the terrigenous deposits of the reservoir of the Oil field, located within South Mangyshalak. Established petrophysical relationships of total and effective porosity; distribution of mineralogical density; coefficient of porosity and permeability. Proposed petrophysical model of irreducible porosity, shale and carbonate content. The shale volume and porosity of semi-carbonate layers is 32% in average and changes from 28 to 36%. This constant of petrophysical model used for the QC for definition of porosity and shale content acoording to wireline logging measurements. МҰНАЙГАЗДЫ КЕНОРНЫНДАҒЫ ТЕРРИГЕНДІ ТҮЗІЛІМДЕРДІҢ ПЕТРОФИЗИКАЛЫҚ МОДЕЛІ Аңдатпа Бұл жұмыста оңтүстік Маңғышлақтағы кенорындарындағы петрофизикалық терригенді өнімді шөгінділерді зерттеу тапсырмасы орындалды. Жалпы және ашық кеуектілік арасындағы петрофизикалық байланыс, минералогиялық тығыздықты үлестіру, жалпы кеуектілік коэффициенті мен өтімділік арасындағы байланыстар анықталды, сазды және карбонатты цемент құрамы мен кеуектілікті байланыстыратын петрофизикалық модель ұсынылды. Әлсізкарбонатталған пласттағы кеуектілік пен көлемдік саздылықтың суммасы орташа 32% тең және 28-бен 36% арасында озгерип отырады. Петрофизикалық модельдегі бұл тұрақтылық ұңғыманы геофизикалық зерттеу мәліметтері бойынша кеуектілік пен саздылықты анықтаудағы туралық қызметін атқарады. Түйін сөздер: коллектор, кеуектілік, карбонаттылық, тығыздық, өтімділік, саздылық, тау жынысы, петрофизикалық зерттеулер, тау жынысының фильтрациялық және көлемдік құрамы. =========================== Молодцы Только сегодня увидел Нашлась заметка нечаянно, поскольку прямой ссылки на меня нет и идет она через сборник "Актуальные проблемы петрофизики и интерпретации" Таким образом ни Google ни Yandex ни Microsoft меня о ней не информировали Жаль что массивов данных нет (видимо секретные)

полная версия страницы