Cопротивление пород от пористости, компонентного состава и структуры (RESISTIVITY-POROSITY)

Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Cопротивление пород от пористости, компонентного состава и структуры (RESISTIVITY-POROSITY) » Ответить

Cопротивление пород от пористости, компонентного состава и структуры (RESISTIVITY-POROSITY)

БорисЕ: Зависимость сопротивления пород от их пористости, компонентного состава и структуры для терригенных осадочных пород После замечания В.Н.Дахнова о степенной зависимости в области низких пористостей и публикации Г.А.Арчи (Archi) -1941 много воды утекло... Наибольшую популярность приобрели сводки Дебранда (Desbrant) 1969 и 1970 в русском переводе и Фэртла (Fertl) -1972 (кажется). Написано много, но стоит обсудить детали... ;-)

Ответов - 238

bne: Никифорова Ольга Геннадьевна Дата защиты: 23.11.2010 Специальность: 25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых (геологические) Название диссертации: НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ И ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ НИЗКООМНЫХ И ЗАСОЛОНЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ http://www.gubkin.ru/upload/iblock/176/Nikiforova_avtoreferat.zip

bne: Резванов как член ученого совета был на защите На его взгляж работы много, но толку мало А меня особо впечатлили ссылки в автореферате на 4-х Постниковых ;-))

Andrew: В общем дисертация "сыровата" получилась?

bne: Добросовестный человек собирает кучу разнообразного материала, раскладывает разнывм способом И вроде все хорошо, но целостного взгляда не получается Так IMHO очень часто бывает

viking23: очень близко знакомо. пока по ним ничего не получалось(у меня)

bne: The character istics of pay zone of ‡V faulted block in Wangji Oil field and its ma jor controlling factors ZHANG Xiao2li 1, 2 , FENG Qiao 2 , WANG Kai 3 (1. College of Earth Resources and Information, University of Petroleum, Dongying 257061, China; 2. Key Laboratory of Continental and Dynamics, M inistry of Education, Department of Geology, Northwest University, XiЃЊan 710069, China; 3. Logging Company, Henan Oilfield, Nanyang 473132, China) Abstract: A im In order to exp lore the characteristics of fault2block reservoir and its formation factors, where the facies were changed frequently, the action of surface water was active, there were a few of oil2water system s, well logging response was comp lex. M ethods H igh and low resistivity fault2block reservoir, and high resistivity water layer were discussed and studied synthetically based on geology, well logging and multiparameter discrim inance. Results The distribution of oil and water in fault2block field controlled by factors including fault, sedimentary m i2 cro2facies, reservoir p roperty, and formation water. The reservoirs of relative high resistivity were p reponderantlt lo2 cated in the channels sand2body of relative high structural position and p referable closure. The low resistivity reser2 voir was in marginal sand2body of distributary channel and /or fault vicinity. The high resistivity water layer was p reponderant in fault vicinity. Conclusion The fault2block reservoir can be aright identified when the characteris2 tics, formation, and accumulation of high and low resistivity fault2block reservoir, and water layer were p redom ina2 ted. Key words: ault2block; sedimentary m icro2facies; formation water; low resistivity reservoir „S„u„{„ѓ„„ „~„p „{„y„„„p„z„ѓ„{„Ђ„}, „~„Ђ „y„~„„„u„‚„u„ѓ„~„Ђ „ѓ„‚„p„r„~„u„~„y„u „{„‚„y„r„Ќ„‡ „{„p„Ѓ„y„|„|„‘„‚„y„}„u„„„‚„y„y „r „Ѓ„‚„Ђ„t„…„{„„„y„r„~„Ђ„} „y „r„Ђ„t„Ђ„~„p„ѓ„Ќ„‹„u„~„~„Ђ„} „y„~„„„u„‚„r„p„|„p„‡ „P„‚„Ђ „Ѓ„Ђ„t„s„Ђ„„„Ђ„r„{„… „Ђ„q„‚„p„x„?„Ђ„r „}„~„u „~„u„‘„ѓ„~„Ђ http://jpkc.nwu.edu.cn/syytrq/data/uploadfile/200805/20080522101833353.pdf

viking23: тут что-то про трещины сказано, Но это же песчаник. главное ведь в структуре, а не трещинах. И вода почему-то высокого сопротивления, а не низкого, как ожидаемо.

БНЕ_Home: Речь идет различии структуры пород и сопротивления воды в приразломных зонах Меня привлекло то что они честно пытаются отыграть дискриминантную функцию

Гостья: некто Ельцов и Кашеваров предложили «обобщенное уравнение Арчи». Как Вы оцениваете эту новацию?

БорисЕ: Чевардой и Антоновым (сам он не приехал) Надеюсь, что господа учтут пожелания привести их опусы в соответствие с нормами научной этики и вообще научности (поскольку и их игнорирование работ за 65 лет развития петрофизики и очевидные ляпы в предложенном соотношении) могут испортить впечатление об общем уровне разработок их организации...

bne: Я вел себе не вполне корректно на докладе (но просто достало это психологически) Похоже, что незнание петрофизики не от злого умысла или пренебрежения, а по неведению Ельцов и Эпов даже пригласили выступить у них с несколькими заказными лекциями В любом случае свои слова я сказал и ссылки дал Если и это будет проигнорировано - придется говорить громче и резче Не факт что нужно, но когда такие традиции и нормы становятся повседневным фактом жизни жить в подобном окружении сложнее

bne: публикации людей из группы Torres-Verdin За последнии годы попыток утвердить свой приоритет в обобщении закона Арчи у них не отмечено Так что IMHO поспешили коллеги из Новосибирска в своем рвении опередить в столь сомнительном предприятии

viking: тут же просто учитывается распределение концентрации солей, и формула позволяет строить сопортивления на основе трех элементов, содержания воды/нефти, солей, доли свободного объема. Чисто теоретичекий(расчетный подход).

bne: Вообще-то как минимум два соображения 1) В лучшем случае это была бы не теория, а эмпирическое обобщение (причем в жестко указанных диапазонах концкентраций и для типов растворов) 2) Во вторых являения которые авторы предлагали так описывать а) давно изучены ранее б) им дано теоретическое и эмпирическое обоснование Неуч с претензиями не многим лучше плагиатора и авторы сообразили и одумались (в России пока до этого дошли не все)

bne: http://archive.ipgg.nsc.ru/Conferences/DocLib/%D0%97%D0%B0%D1%81%D0%B5%D0%B4%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D0%B5%20%D0%A1%D0%B5%D0%BA%D1%86%D0%B8%D0%B8%202%20%D0%9F%D1%8F%D1%82%D0%BE%D0%B9%20%D0%BC%D0%B5%D0%B6%D0%B4%D1%83%D0%BD%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%BD%D0%BE%D0%B9%20%D1%81%D0%BF%D0%B5%D1%86%D0%B8%D0%B0%D0%BB%D0%B8%D0%B7%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D0%B9%20%D0%B2%D1%8B%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%B2%D0%BA%D0%B8%20%D0%B8%20%D0%BD%D0%B0%D1%83%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE%20%D0%BA%D0%BE%D0%BD%D0%B3%D1%80%D0%B5%D1%81%D1%81%D0%B0%20%D0%93%D0%95%D0%9E-%D0%A1%D0%98%D0%91%D0%98%D0%A0%D0%AC-2009/nesterova.pdf

bne: Замечания: 1. В петрофизике нет пока четко установившейся терминологии. Число результа-тов, которые можно называть доказанными (в том смысле, в котором этот термин употребляется в математике или в теоретической физике), крайне мало. На вкус оппо-нента диссертанту стоило бы отметить, что под словом доказательство он обычно по-нимает иллюстрацию применимости на фактических эмпирических данных. 2. В тексте не оговаривается область применения предложенных соотношений. Создается впечатление, что автор предполагает их применимость ко всем сцементиро-ванным терригенным осадочным породам. Было бы полезно четче оговорить случаи, когда подобная модель нуждается в изменении или в уточнении констант. 3. Как известно, минералогия глинистого материала и текстура породы влияют не только на емкость обмена, но и на геометрию расположения цементирующего материала в поровом пространстве породы. Минералогия, как и текстура породы, отражается, в ча-стности, на степени анизотропии глинистого материала. Хотелось бы увидеть способы учета этих факторов в дальнейших исследованиях автора. 4. Отдельно стоит оговорить моменты, связанные с применением емкости обмена как параметра модели. Параметр важный и нужный, что неоднократно подчеркивалось в литературе. Вместе с тем и стоимость, и длительность, и метрология его определения не позволяют считать его определения массовыми. В частности, одновременное качествен-ное определение емкости обмена породы, содержания связанной воды в ней и сопротив-ления на одном образце проводятся крайне редко. Это позволяет скорее реконструиро-вать и угадывать, чем учитывать эффект коррекции емкости обмена за влияние связанной воды. Рассматривать же такой важный параметр, как емкость обмена, как чисто подгоноч-ный представляется в корне неверным. В этой связи приходится констатировать, что каж-дый раз для петрофизического обоснования на образцах породы должны быть измерены все необходимые параметры и подтверждена обоснованность предлагаемой модели и в данном конкретном случае. Если проверка применимости уравнения Дахнова-Арчи про-водится повсеместно более 65 лет, наверное, будет только правильным столь же доско-нально обосновывать применимость предлагаемого диссертантом уравнения.

bne: был на защите как оппонент Даже поднесли мне за это от Совета 1500р в конвертике (причем ничего заполнять не надо) Теперь обстоятельно и официально знаком со всеми моментали уравнения Афанасьевым (может еще пригодится, похоже выверт в сторону претензий на терию ПС планируется) и уровнем ее обоснованности Может пригодится Видел (кроме Афанасьевых), Лухминского, Миколаевского, Калмыкова, Никитина, Полякова (старшего), Даева, Орлова На автореферат было более 10 отзывов Интересно прошелся Добрынин про необходимость учета пластовых условий Кое-кто счел необходимым акцентировать внимание на намеки в области теории ПС Яценко написал кучу замечаний, особо оговорив неприменимость к средам с двойной пористостью, особенно отложениям острова Колгуев (немного смотрел месяца два назад материалы об этих отложениях) Серьезнее всего по уровню знакомства IMHO был отзыв Шнурмана (младшего), который всерьез предложенную аппроксимацию тестировал на своих данных Выводы на сей счет умеренно негативные, но отзыв положительный Интересно, что члены Совета сразу после доклада ухватились за анизотропию и то как это может учесть диссертант Очень хороший вопрос (про учет частоты, а значит и связь с диэлектрической проницаемостью) задал Даев В который раз всплыл вопрос о том, что такое ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ Думаю, все это последствия деятельности ММ чрезмерно широко применяющего такой термин (даже к чисто эмпирическим соотношениям, которые очень сложно проинтерпретировать) Наверное правильную (англоязычную) линию на разделение моделирования и симуляции надо поддерживать, иначе легко скатиться до симуляции процесса моделирования Но общую грань провести видимо не удастся (тут уже вмешивается текущая доминирующая парадигма) Так что повод для выяснения того кто прав, а кто нет - немало Но это уже для раздела по методологии В какой-то момент прозвучала фраза (кажется и в автореферате она есть) про 15 000 скважин обработанных по этой методике (хотя защищалась не методика, а конкретное уравнение) Интересно, сколько всего определений приведенной емкости обмена выполнено в России? ;-) А вообще уровень эмпирической обоснованности большинства работ по расчету сопротивления близок Обработать Ваксмана и Смита, что-то еще и вперед - с шашкой наголо Собственно и я в кандидатской (25 лет назад) примерно так же поступил (хоть и считал на БЭСМ-4) Но там претензии на теоретическую обоснованность были Да и это только частью работы являлось Но за 25 то лет хотелось бы сдвигов дальше

Andrew: А текст диссертации случайно нигде в инете не выложен? Любопытно было бы взглянуть да почитать.

bne: Да и вряд-ли оно того стоит Есть IMHO более серьезные публикации и вполне доступные

bne: Основные положения в статье вышедшей в Каротажнике 2009 12 (177) http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000112-004.003

bne: соотношение Арчи (для низких частот) причем m=1.45 International Conference Nuclear Energy for New Europe 2005 Bled, Slovenia, September 5-8, 2005 004.1 Applications of Fractional Calculus to Diffusion Transport in Clay- Water System Dean Korošak Bruno Cvikl, Janja Kramer, Renata Jecl, Anita Prapotnika and Miran Veselič Chair for Applied Physics, Faculty of Civil Engineering, University of Maribor, Smetanova 17, SI-2000 Maribor, and ”J. Stefan” Institute, Jamova 19, SI-1000 Ljubljana Agency for Radwaste Management, Parmova 53, SI-1000 Ljubljana

ShadowRaven: В серии скважин в Колорадо записан ЯМР (MRIL-D), местный петрофизик показал зависимость связи глинистой воды CBW (3.0 ms) и глубокого индукционника. Этакий Пикетт-плот. Для разных типов аргиллитов (уплотнение) зависимость не меняется. При этом наклон тренда сохраняется, М= +/-1 по Пикетту, а Rwb естественно бывает различной - как правило при уплотнении возрастает (опреснение). Что-нибудь подобное встречалось?

bne: Я как-то не очень Пиккет-плот уважаю - предпочитаю работать с регрессиями А какие диапазоны глубин интересно? По моему Katsube (yt помню точно как писать, который теперь в Канаде) много занимался сопротивлением аргиллитов Публикацbb лежали в сети

ShadowRaven: Вот ещще вопрос: В нескольких скважинах предгорных прогибов (Ск Горы) в песчано-глин разрезах выполнялся ЯМР (Халлибуртон и Шлюм). Для чистых аргиллитов строим зависисмость CBW- Сопротивление (индукционный), этакой псевдо-Пикетт. Получаем Rwb (сопротивление св воды), но при этом M~1.0 (т.е. ведет себя как трещинный коллектор) Пробуем в другом разрезе Rwb меняется (со сменой режима уплотнения и/или мин состава гл. компоненты), а М остается 1.0-1.2 Наблюдал ли кто-нибудь подобное явление? Как рассчитывать сопротивление гл-св воды при отсутствии ЯМР?

bne: На мой взгляд тут все же было бы предпочтительнее попытаться разнести эффекты от пластовой воды и глин Лично мне идея рассмотрения поверхностной проводимости как добавки не очень импонирует

bne: H. VAN OLPHEN Vol. 61 SURFACE CONDUCTANCE OF VARIOUS ION FORMS OF BENTONITE IN WATER AND THE ELECTRICAL DOUBLE LAYER BY H. VAN OLPHEN Publication No. 191, Shell Development Company, Exploration and Production Research Division, Houston, Texas Received February 66, IS67 From the limited dissociation of the unit layers of bentonite, which remain associated in stacks in dilute suspension despite the high surface density of charge, it has been concluded that the counterions are held by specific adsorption forces at the surface, resulting in a condensed electrical double layer. Nevertheless the surface conductance derived from the conduct- ance of bentonite gels on the basis of the concept of a cubic network of clay plates is quite high, and a rather high average mobility has to be assigned to the counterions when they move along the surface, amounting to 0.55 VN~ and 0.19 ucS for so- dium and calcium bentonite, respectively (u = infinite dilution mobility). Although the adsorption force makes it difficult for ions to move away from the surface, they apparently move comparatively easily along the surface, pomibly by jumping from one exchange position to the next, in a weak applied electric field. The greater mobility reduction shown by the calcium bentonite is in agreement with the still more condensed character of the double layer containing divalent cat- ions, which is also shown by the higher degree of stacking of unit layers in the calcium bentonite particle, as derived from viscosity data, and by its lower electrophoretic mobility. Hydrogen bentonite is anomalous in having a low conductance although its complete dissociation into single unit la ers indicates a well-expanded double layer, However, there is a considerable replacement of H by A1 in the double layer wzich may constitute a barrier for the movement of the hydrogen ions along the surface. The order of magnitude of the specific surface conductance for the various ion forms is about the same and amounts to a few times 10-9 ohm-1, The consequences for electric resistivity log interpretation for clay-containing, fluidfilled porous rocks are briefly discussed.

bne: Встретил случай, когда для терригенного разреза (Тимано-Печора) на приличной глубине и с низкой пористостью (4-7%) огромный параметр пористости и низкий параметр насыщения (не более 5) Но при этом (что странно) и Квс по капиллярным кривым мало Иного лобъяснения чем неполная экстракция (при пористости 5% связанная остаточная вода (на давлении в 5 атм) в 20% - просто не вижу!

BorisE: Расширенная редакция моего ответа на вопрос в переписке Тема давняя и мне интересная 1) Сонич утверждал, что пирит не влияет (в бажене), чем меня сбил, хотя сам же рассказывал про огромный кусок пирита в бажене 2) В В Семенов провел лабораторные эксперименты подтверждающие влияние пирита (опубликовано в трудах ХМАО-2005). Слушал и доклад Ереминой (РГУНГ) в 2004 кажется на эту тему 3) Рассчитать влияние формально можно и несложно для плоскопараллельного поля (постановка типичная для лабораторных измерений), но без знания геометрии (в первую очередь сообщаемости - жилки или включения) это дает слишком большой диапазон. Про расчеты можно вспомнить и вариационные оценки (включая и Хашина-Штрикмана), но не сильно это поможет. Есть вариант прикинуть и непрерывную перколяцию (хотя такая постановка игнорирует генезис образования неоднородностей). Вдобавок и сам пирит бывает сильно разный по проводимости 4) Видимо тут поле для исследований геометрии образования при разном генезисе Есть у меня подозрение, что пирит отложенный в условиях сероводородного заражения (как иногда в бажене и в Черном Море) иной чем гидротермальный пирит (в частности по геометрии). Часто бывает пиритизирован уголь - насколько изолированы тут включения и при какой концентрации. Наверное возможно и замещение из раствора Бывает и гидротермальный и там почти наверняка все идет по трещинам и они сообщаются Подозреваю, что на приличных глубинах чаще работает именно эта схема Но тут правильнее слушать не меня, а литологов 5) По FMI пирит не всегда отличим от незаполненных трещин (хоть ранее представители Schlumberger доказывали иное) 6) В принципе пирит и сидерит влияют еще и на нейтроннй и плотностной, поэтому можно работать с системой уравнений с учетом ограничений на уравнения для сопротивления о которых я говорил. Но по крайней мере качественную поправку можно внести. 7) Сам я это по жизни пытался делать только по бажену (лет пять назад) и особых противоречий не получал

BorisE: Обнаружил (заново!) статью в LogAnalyst про эффект пиритизации Внизу - картинки (с увеличением по клику)

БНЕ_Gurg: На нейтроннике все сказывается слабо На споротивлении зависит от частот измереницй На ИК сказывается сильнее

BorisE: Есть статья Ежовой (мне дали ксерокс) Занимаются этим Сергей Михайлович Шевченко и Роман Анатольевич Шишкин

bne: Интересно, что вопрос о граничном сопротивлении имеет свою цену Полагаю, что люди из зарубежных аудиторных компаний ее знают Но странно, когда казалось бы абстрактное знание может стоить хорошие деньги Думаю, что это один из факторов препятствующих развитию подобного знания

bne: Проводя обучение на материале заказчика в ТЦЛ обнаружил, что породы охарактеризованные как бурые имеют повышенную плотность и заниженное сопротивление Сразу вспомнился Дахнов с его указанием на лимонитовый цемент и на гематит

bne: В тюменской свите (Томск) при резком росте плотности скелета растет и сопротивление Получается, что сидерит (именно про него и пишут в описаниях керна и шлифов) увеличивает сопротивление пород Может что-еще цементирует или сидерит заведомо изолирован В любом случае противоречит известному мифу о занижении сопротивления пиритом и сидеритом

bne: Классификация минералов по удельной электропроводности Материалы Проводники (0>1О6 См/м) Антрацит, арсенопирит, галенит, гематит, графит, золото, ильменит, ковеллин, колумбит, магнетит, манганит, молибденит, пирит, пиролюзит, пирротин, платина, рутил, серебро, танталит, тетраэдрит, титаномагнетит, халькозин, халькопирит Полупроводники (10-8<о<106 См/м) Антимонит, боксит, бурый железняк, висмутовый блеск, вольфрамит, гранат (ожелезненный), гюбнерит, каолинит, касситерит, киноварь, корунд, кристофит, лимонит, сидерит, смитсонит, стибнит, сфалерит, тунгстит, хромит, циркон (сильно ожелезненный) Диэлектрики (о<10-8 См/м) Алмаз, альбит, анортит, апатит, бадделеит, барит, бастнезит, берилл, биотит, волластонит, гипс, гранат (светлый), диопсид, кальцит, карналлит, кварц, кианит, ксенотим, магнезит монацит, мусковит, нефелин, оливин, полевой шпат, роговая обманка, силлиманит, сподумен, ставролит, турмалин, флюорит, целестин, циркон (слабо ожелезненный), шеелит, шпинель, эпидот

bne: Interpretation of a Heavy Mineralogy Formation, North Slope of Alaska, Using Logging-While-Drilling 2 MHz Resistivity: Laboratory Measurements, Modeling, and Wireline Comparisons 24677 Murphy, W.F. Auzerais, F.M. * Luling, M.G. * Anderson, B.I. * Tomanic, J. Schlumberger-Doll Research Bonner, S.D. * Schlumberger-LWD Sakurai, Shinichi * ARCO E and P Technology Wolcott, D.S. * ARCO Alaska Inc. * SPE Members Copyright 1992, Society of Petroleum Engineers, Inc. This paper was prepared for presentation at the 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington, DC, October 4-7, 1992. Abstract In order to understand better the effects of lithology, an anomalous log from a 2-MHz Logging While Drilling propagation resistivity tool is compared to a log from a wireline dual induction - SFL Spherically Focussed Tool. The C-sand in the Kuparuk River Field contains the minerals siderite and glauconite which exhibit atypical dielectric properties. For several wells in the Kuparuk River Field where both the 2-MHz and wireline logs were obtained, the agreement is good after dielectric processing. However in this well, the 2-MHz tool reads differently from the wireline induction tool. In this well, the 2-MHz tool had been run during a washdown trip rather than while drilling. A combination of laboratory core characterization and forward modeling is used to reconcile the differences between the two logs. The 2-MHz and induction tool responses were modeled based on the laboratory results. The remaining differences between the 2-MHz and induction resistivity were caused by invasion effects inthewashdown mode

bne: ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В НИЗКООМНОМ КОЛЛЕКТОРЕ ПЛАСТА Ю1 ЗАПАДНО-КАТЫЛЬГИНСКОГОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯТОМСКОЙОБЛАСТИ Е.А. Евдокимова Рассмотрены физические основы явлений, влияющих на понижение сопротивления нефтенасыщенного пласта. Проанализированы преимущества и недостатки ряда методик интерпретации данных ГИС низкоомных коллекторов. На примере низкоомного пласта Ю1 Западно-Катыльгинского нефтяного месторождения предложена методика интерпретации данных ГИС, основанная на коррекции регистрируемого удельного электрического сопротивления пласта и учитывающая присутствие проводящихжелезосодержащих минералов. http://tomsknipineft.ru/f/1014/857/Sbornik_5_maket_dlya_sayta.pdf

bne: Смотри также http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000070-000

bne: Google навел УДК 550.832:553.98.3.051 В. Д. Косаченко, канд. геол. наук, завідувач відділу методики інтерпретації ГДС, С. Н. Бурманова, науковий співробітник, О. В. Артеменко, інженер-геофізик (УкрДГРІ) ВИВЧЕННЯ ПРИЧИН НИЗЬКООМНОСТІ ПРОДУКТИВНИХ КОЛЕКТОРІВ КОБЗІВСЬКОЇ ПЛОЩІ Комплексний розгляд геолого-геофізичних матеріалів нафтогазових горизонтів, кернів і багатопланової інформації літологічного, седиментаційно-парагенетичного, фаціально- го та геотектонічного змісту Кобзівського родовища дав змогу проаналізувати питання зниження величини електричного опору продуктивних пластів-колекторів. Низькоомність пластів-колекторів у свердловинах, зокрема на Кобзівській площі, ми пов’язуємо з багатьма причина- ми, які підтверджуються аналізом геофізичного матеріалу та кернів: – неоднорідністю мінерального складу пластів-колекторів, які визначаються методами промислової геофізики; – підвищеною тріщинуватістю колекторів, результатом чого є значна проникність у пласт мінералізованої промиваль- ної рідини, яка знижує питомий електричний опір і може привести до невпевненої оцінки продуктивності горизонту; – наявністю гідроокислів заліза (підтверджується на зразках кернів з продуктивних низькоомних пластів-колекторів); – збільшенням глинистості пластів-колекторів і пов’язаною з нею залишковою водонасиченістю й подвійними електрич- ними верствами глинистих мінералів; – за наявністю кернового матеріалуй матеріалів каротажу проаналізований склад пісковиків, для яких визначено тип провідності насичуючого флюїду, наявність електропровідних мінералів, величину мінералізації промивної рідини Комплексное рассмотрение геолого-геофизических материалов нефтегазовых горизон- тов Кобзевского месторождения, кернов и многоплановой информации литологического, седиментационно-парагенетического, фациального и геотектонического содержания по- зволило проанализировать вопросы снижения величины электрического сопротивления продуктивных пластов-коллекторов. Comprehensive review of geological and geophysical data of oil and gas horizons Kobzevskogo deposits, core and multi-faceted information lithology, sedimentation, paragenetic, facial and geotectonic content allowed to analyze issues to reduce the electric resistance of productive reservoir http://archive.nbuv.gov.ua/portal/natural/UDGRI/2011_1/1_11_09.pdf Збірник наукових праць Українського державного геологорозвідувального інституту (УкрДГРІ) http://archive.nbuv.gov.ua/portal/natural/UDGRI/texts.html

БНЕ_Home: Incorporating the Effect of Pyrite on Total Organic Carbon Estimation in Eagle Ford Shale AuthorsShuxian Jiang (University of Louisiana at Lafayette) | Mehdi Mokhtari (University of Louisiana at Lafayette) | David M Borrok (University of Louisiana at Lafayette) DOIhttps://doi.org/10.2118/187484-MSDocument IDSPE-187484-MSPublisherSociety of Petroleum EngineersSource SPE Liquids-Rich Basins Conference - North America, 13-14 September, Midland, Texas, USA Publication Date2017 Show more detailView rights & permissions SPE Member Price: USD 8.50 SPE Non-Member Price: USD 25.00 Export citation Add to cart Ignoring the presence of pyrite can lead to errors in the estimation of Total Organic Carbon (TOC) since pyrite has significantly higher density and conductivity compared to other minerals in shale formations. This study aims to improve the accuracy of estimating TOC from well log data by accounting for the pyrite effect in Eagle Ford shale. To this end, more than 50 feet of preserved cores samples from the Eagle Ford were analyzed using laboratory pyrolysis, X-ray fluorescence (XRF), X-Ray Diffraction (XRD), and spectral core gamma system. Since there is significant vertical heterogeneity in the Eagle Ford shale, parameters such as TOC, pyrite content, Gamma ray intensity, content of Fe and S, and concentrations of U, Th, and K were analyzed on a fine scale in the Upper and Lower Eagle Ford respectively. Analysis of laboratory TOC data were applied to calibrate TOC data using geophysical well logs methodologies. Pyrite data from XRD analysis were used to find the relationship between pyrite and organic matter and to determine the effect of pyrite on well logs. Well-log-based TOC calculation methods were improved by considering pyrite as an adjustable parameter in equations. Schmoker's (1983) four-component system rock model and Alfred and Vernik's (2013) two-pore system model are two representatives of density-log-based TOC calculation methods. Based on these two models, a new petrophysical model considering pyrite and organic porosity was developed. In this research, empirical correlation between TOC and pyrite was explored. Changes of Fe and S concentrations with depth and Gamma ray intensity was determined. The trends of Fe sand S contents matched Gamma ray intensity very well in the depth range from 13790 ft to 13825 ft. Empirical relationships were found between TOC and Gamma ray intensity, TOC and Uranium, respectively. Furthermore, a new petrophysical model considering pyrite and organic porosity was validated with TOC and density data from shale formations. The proposed model improves the estimation of TOC calculation in Eagle Ford formation by the incorporation of pyrite effect. File Size 2 MB Number of Pages 14 Supporting information SUPPLEMENTARY/SPE-187484-SUP.pdf Alfred, D., Vernik, L., 2013. A new petrophysical model for organic shales, Petrophysics 54 (3): 240&-247. Alqahtani, A., Tutuncu, A., 2014. Quantification of Total Organic Carbon Content in Shale Source Rocks: An Eagle Ford Case Study. Unconventional Resources Technology Conference, 25-27 August, Denver, Colorado, USA Autric, A., Dumesnil, P., 1985. Resistivity radioactivity and sonic transit time logs to evaluate the organic content of low permeability rocks. The Log Analyst 26 (3): 37&-45. Berner, R.A., Raiswell, R., 1983. Burial of organic carbon and pyrite sulfur in sediments over Phanerozoic time: a new theory. Geochimica et Cosmochimica Acta, 47 (5): 855&-862. Beers, R.F., 1945. Radioactivity and organic content of some Paleozoic Shales. AAPG Bulletin 29 (1), 1&-22. Breyer, J.A., 2012. Shale reservoirs-Giant resources for the 21st century. AAPG Memoir 97. Decker, A.D., Hill, D.G., Wicks, D.E., 1993. Log-based gas content and resource estimates for the Antrim shale, Michigan Basin. SPE25910. In: Low Permeability Reservoirs Symposium. Denver, Colorado, USA. April 26&-28. Ellis, D.V., Singer, J.M., 2007. Well logging for earth scientists. Springer 2nd edition. Engel, M.H., Macko, S.A., 1993. Organic Geochemistry: Principles and Applications. Fertl, W. H., Chilingar, G.V., 1988. Total organic carbon determined from well logs. SPE Formation Evaluation 3 (02): 407&-419. Fertl, W. H., Rieke, H. H. 1980. Gamma ray spectral evaluation techniques identify fractured shale reservoirs and source-rock characteristics. Journal of Petroleum Technology 32 (11): 2053&-2062. Heidari, Z., Torres-Verdín, C., Preeg, W.E., 2011. Quantitative method for estimating total organic carbon and porosity, and for diagnosing mineral constituents from well logs in shale-gas formations. In: SPWLA 52nd Annual Logging Symposium, Colorado Springs, Colorado, USA, May 14&-18. Jarvie, D.M., Jarvie, B.M., Weldon, D., Maende, A., 2015. Geochemical assessment of in situ petroleum in unconventional resource systems. SPE178687. In: Unconventional Resources Technology Conference, San Antonio, Texas, July 20&-22. Kennedy, M., 2004. Gold fool's: detecting, quantifying and accounting for the effects of pyrite in modern logs. In: 45th SPWLA Annual Logging Symposium, Noordwijk, Netherlands, June 6&-9. Klimentos, T., 1995. Pyrite volume estimation by well log analysis and petrophysical studies. The Log Analyst 36 (06): 11&-17. Mahbobipour, H., Kamali, M.R., Solgi, A., 2016. Organic geochemistry and petroleum potential of Early Cretaceous Garau Formation in central part of Lurestan zone, northwest of Zagros, Iran. Marine and Petroleum Geology 77 (2016): 991&-1009. Martin, R., Baihly, J., Malpani R.et al. 2011. Understanding Production from Eagle Ford-Austin Chalk System, Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 30 October-2 November. SPE-145117-MS. Meyer, B.L., Nederlof, M.H., 1984. Identification of source rocks on wireline logs by density/resistivity and sonic transit/resistivity crossplots. AAPG Bulletin 68 (2): 121&-129. Mendelzon, J.D., Toksoz, M.N., 1985. Source rock characterization using multivariate analysis of log data. In: SPWLA 26th Annual Logging Symposium. Dallas, Texas, USA, June 17&-20. Miles, 1994. Illustrated Glossary of Petroleum Geochemistry, Oxford University Press. Mullen, J. 2010. Petrophysical Characterization of the Eagle Ford Shale in South Texas. In: Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, October 19&-21. Passey, Q.R., Creaney, S., Kulla, J.B., Moretti, F.J., Stroud, J.D., 1990. Practical model for organic richness from porosity and resistivity logs. AAPG Bulletin 74 (12): 1777&-1794. Peters, K.E., 1986. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. AAPG Bulletin 70 (3): 318&-329. Schmoker, J. W. 1979. Determination of organic content of Appalachian Devonian shales from formation-density logs. AAPG Bulletin 63 (9):1504&-1537. Schmoker, J. W. 1981. Determination of organic-matter content of Appalachian Devonian shales from Gamma ray logs. AAPG Bulletin 65 (2): 1285&-1298. Schmoker, J., Hester, T., 1983. Organic carbon in Bakken formation, United States portion of Williston basin. AAPG Bulletin 67 (12): 2165&-2174. Shalaby, M.R., Hakimi, M.H., Abdullah, W.H., 2012. Organic geochemical characteristics and interpreted depositional environment of the Khatatba Formation, northern Western Desert, Egypt. AAPG Bulletin 96 (11): 2019&-2036. Shi, X., Wang, J., Liu, G., Ge, X.M., Jiang, X., 2016. Application of extreme learning machine and neural networks in total organic carbon content prediction in organic shale with wire line logs. Journal of Natural Gas Science and Engineering 33(2016):687&-702. Swanson, V.E., 1961. Geology and geochemistry of Uranium in marine black shales A review. Geological Survey Professional Paper 365-C: 67&-111. Wang, P.W., Chen, Z.H., Pang, X.Q., Hu, K.Z., Sun, M.L., Chen, X., 2016. Revised models for determining TOC in shale play: example from Devonian Duvernay shale, Western Canada sedimentary basin. Marine and Petroleum Geology 70 (2): 304&-319. Zhao, P.Q., Mao, Z.Q., Huang, Z.H., Zhang, C., 2016. A new method for estimating total organic carbon content from well logs, AAPG Bulletin 100 (8): 1311&-1327. Zhao, P.Q., Ma, H.L., Rasouli, V., Liu, W.H., Cai, J.C., Huang, Z.H., 2017. An improved model for estimating the TOC in shale formations, Marine and Petroleum Geology 83 (2017): 174&-183.

BorisE: Удалось найти на открытом ресурсе ссылки Как бы еще саму статью Rother, K. (1933) отрыть?! 1. JFM 59.0427.03 Rother, K. Uber die Lцsung einer Funktionalgleichung aus der Theorie der Mischkurper. (German) Monatschefte f. Math. 40, 59-64. Published: 1933 Reviewer: Golomb, M.; Dr. (Zagreb) ------------------------------------------------------------------------------- 2. JFM 57.0967.06 Rother, K. Ьber Minimalkurven im nichteuklidischen und euklidischen Raume. (German) Lotos 77 (1929), 7-9. Published: 1929 -------------------------------------------------------------------------------- 3. JFM 57.1562.07 Lichtenecker, K.; Rother, K. Die Herleitung des logarithmischen Mischungsgesetzes aus allgemeinen Prinzipien der stationдren Strцmung. (German) Physikal. Z. 32, 255-260. Published: 1931 http://www.emis.de/cgi-bin/jfmen/MATH/JFM/quick.html?first=1&maxdocs=20&au=Rother,+K&type=html&format=short ============================= 1. JFM 57.1562.07 Lichtenecker, K.; Rother, K. Die Herleitung des logarithmischen Mischungsgesetzes aus allgemeinen Prinzipien der stationдren Strцmung. (German) Physikal. Z. 32, 255-260. Published: 1931 -------------------------------------------------------------------------------- 2. JFM 55.0038.07 Lichtenecker, K. Arbeitsgemeinschaften zwischen Erkenntnislehre und Biologie mit Physik am V. Deutschen Physikertag in Prag. (German) Unterrichtsblдtter 35, 392-394. Published: 1929 -------------------------------------------------------------------------------- 3. JFM 55.0493.16 Lichtenecker, K. Mischkцrpertheorie als Wahrscheinlichkeitsproblem. (German) Physikal. Z. 30, 805-809. Published: 1929 -------------------------------------------------------------------------------- 4. JFM 54.0038.09 Lichtenecker, K. Otto Wiener. Ein Gedenkblatt zur ersten Wiederkehr seines Todestages. (German) Physikal. Z. 29, 73-78 (1928). Published: 1928 Reviewer: Feigl, G.; Dr. (Berlin) -------------------------------------------------------------------------------- 5. JFM 54.0519.03 Lichtenecker, K. Ьber linearen, logarithmischen und hyperbolischen Potentialabfall. (German) Z. f. physikal. u. chem. Unterricht 40, 118-122 (1927). Published: 1927 -------------------------------------------------------------------------------- 6. JFM 53.0815.25 Lichtenecker, K. Ьber die gemeinsame Wurzel des logarithmischen Mischungsgesetzes und des Ansatzes fьr die Entropiefunktion. (German) Physikal. Z. 28, 417-418. Published: (1927) -------------------------------------------------------------------------------- 7. JFM 52.0914.17 Lichtenecker, K. Die Dielektrizitдtskonstante natьrlicher und kьnstlicher Mischkцrper. (German) Physikal. Z. 27, 115-158. Published: (1926) -------------------------------------------------------------------------------- 8. JFM 51.0402.02 Lichtenecker, K. Statistischer Ansatz fьr die Entropie eines idealen Gases. (German) Berichte Leipzig 77, 189-198. Published: (1925) Reviewer: Freudenthal, H.; Dr. (Amsterdam) -------------------------------------------------------------------------------- 9. JFM 43.0223.03 Lichtenecker, K. W. Zur Umwandlung von Brьchen in periodische Dezimalbrьche. (German) Zs. f. d. Realschulwesen 37, 338-349. Published: (1912) Reviewer: v. Schrutka, Prof. (Brьnn) -------------------------------------------------------------------------------- 10. JFM 43.0993.02 Lichtenecker, K. Zur Anwendung des Satzes vom zureichenden Grunde auf die elektromagnetische Grunderscheinung. (German) Ebenda [Verh. Deutsche Phys. Ges. 14], 541-545. Published: (1912) -------------------------------------------------------------------------------- 11. JFM 43.1007.04 Lichtenecker, K. Zur Bestimmung der Kapazitдt von Blдttchenelektroskopen. (German) Physik. Zs. 13, 516-518. Published: (1912) Reviewer: Lampe, Prof. (Berlin) -------------------------------------------------------------------------------- 12. JFM 41.0966.01 Lichtenecker, K. Die Erzeugung von Gleichstrom durch eine sinusfцrmige elektromotorische Kraft in einem Kreis mit verдnderlichem Widerstand. (x) Physik. Zs. 11, 507-513. Published: (1910) Reviewer: Grober, Dr. (Berlin) -------------------------------------------------------------------------------- 13. JFM 40.0956.01 Lichtenecker, K. Zur Widerstandsberechnung mischkristallfreier Legierungen. (German) Physik. Zs. 10, 1005-1008. Published: (1909) Reviewer: Grober, Dr. (Berlin) http://www.emis.de/cgi-bin/jfmen/MATH/JFM/quick.html?first=1&maxdocs=20&au=Lichtenecker,+K&type=html&format=short ============================================= Ага http://www.springerlink.com/content/m3p8x2754665x534/offerings/?p=4dc3c44b8dbc4a55b2126036f7e4d0e4&pi=0 Только оцениваю ли я свою любознательность в $32

BorisE: Milestone Series MS120 Selected Papers on Linear Optical Composite Materials Editor(s): Akhlesh Lakhtakia ISBN: 9780819421524 Publication Date: Mar 1996; 720 pages; 60 papers; Softcover; In print Prices: $76 / $106 (SPIE Member/List) Email this book information to a colleague -------------------------------------------------------------------------------- Section One Particulate Composite Materials General 2 A physical model for the daguerreotype M. Susan Barger, R. Messier, William B. White (Photographic Science and Engineering 1982) 9 Experimental relations of gold (and other metals) to light Michael Faraday (Philosophical Transactions of the Royal Society of London 1857) 28 A suspected case of the electrical resonance of minute metal particles for light-waves. A new type of absorption R.W. Wood (Philosophical Magazine and Journal of Science 1902) Maxwell Garnett Model and Its Variants 36 Recherches theoriques sur l'induction electro-statique, envisagee d'apres les idees de Faraday F.-O. Mossotti (Archives des Sciences Physiques et Naturelles 1847) 39 Discussione analitica: sull'influenza che l'azione di un mezzo dielettrico ha sulla distribuzione dell'elettricita alla superficie di piu corpi elettrici disseminati in ess O.F. Mossotti (Memorie di Matematica e di Fisica della Societa Italiana delle Scienze 1850) 65 Behandlung dielectrischer Medien R. Clausius (in Die Mechanische Warmtheorie 1879) 83 Ueber die Refractionsconstante L. Lorenz (Annalen der Physik und Chemie 1880) 100 Ludvig Lorenz and nineteenth century optical theory: the work of a great Danish scientist Helge Kragh (Applied Optics 1991) 108 Ueber die Beziehung zwischen der Fortpflanzungsgeschwindigkeit des Lichtes und der Korperdichte H.A. Lorentz (Annalen der Physik und Chemie 1880) 121 Colours in metal glasses and in metallic films J.C. Maxwell Garnett (Philosophical Transactions of the Royal Society of London 1904) 139 Der Zusammenhang zwischen den Maxwellschen Gleichungen fur Dielektrika und den atomistischen Ansatzen von H.A. Lorentz u.a. H. Faxen (Zeitschrift fur Physik 1920) 145 Maxwell-Garnett estimates of the effective properties of a general class of discrete random composites Akhlesh Lakhtakia, Werner S. Weiglhofer (Acta Crystallographica A 1993) 149 Electromagnetic properties of random material Craig A. Grimes (Waves in Random Media 1991) 158 Beltrami fields within continuous source regions, volume integral equations, scattering algorithms and the extended Maxwell-Garnett model Akhlesh Lakhtakia, Balasubramaniam Shanker (International Journal of Applied Electromagnetics in Materials 1993) 176 Optical properties of discontinuous gold films D.N. Jarrett, L. Ward (Journal of Physics D: Applied Physics 1976) 189 The optical properties of discontinuous silver films W.T. McKenna, L. Ward (Physica Status Solidi A 1981) Bruggeman Model and Its Variants 192 Dielectric properties of binary systems. 8. Improved model for alcohol/non polar systems Maria Berta Rebollo Paz, Adrian Hugo Buep, Maximo Baron (Journal of Molecular Liquids 1988) 200 Berechnung verschiedener physikalischer Konstanten von heterogenen Substanzen. I. Dielektrizitatskonstanten und Leitfahigkeiten der Mischkorper aus isotropen Substanzen D.A.G. Bruggeman (Annalen der Physik [Leipzig] 1935) 222 Local-field effects and effective-medium theory: a microscopic perspective D.E. Aspnes (American Journal of Physics 1982) 228 Bruggeman model for chiral particulate composites Robert D. Kampia, Akhlesh Lakhtakia (Journal of Physics D: Applied Physics 1992) 233 Optical properties and solar selectivity of coevaporated Co-Al2O3 composite films G.A. Niklasson, C.G. Granqvist (Journal of Applied Physics 1984) 262 Microstructure and dielectric properties of granular composite films P. Sheng (Optics and Laser Technology 1981) 270 Self-consistent approach to electromagnetic wave propagation in composite media: application to model granular metals D. Stroud, F.P. Pan (Physical Review B 1978) 279 Dielectric constant of a composite inhomogeneous medium Petr Chylek, Vandana Srivastava (Physical Review B 1983) 288 New approach to effective medium for composite materials: application to electromagnetic properties A. Wachniewski, H.B. McClung (Physical Review B 1986) 295 Applicability of effective-medium theories to problems of scattering and absorption by nonhomogeneous atmospheric particles Craig F. Bohren (Journal of the Atmospheric Sciences 1986) Other Microstructural Models 303 Die Theorie des Mischkorpers fur das Feld der Stationaren Stromung. I. Die Mittelwertsatze fur Kraft, Polarisation und Energie Otto Wiener (Der Abhandlungen der Mathematisch-Physischen Klasse der Konigl. Sachsischen Gesellschaft der Wissenschaften 1912) 352 Theory of the mixed body in an electrostatic field. Synopsis of `Die Theorie des Mischkorpers fur das Feld der Stationaren Stromung. I. Die Mittelwertsatze fur Kraft, Polarisation und Energie' by Otto Wiener Bernhard Michel (synopsis of above paper prepared especially for this Milestone volume 1996) 358 The form birefringence of macromolecules W.L. Bragg, A.B. Pippard (Acta Crystallographica 1953) 361 The dielectric constant of crystalline powders C.J.F. Bottcher (Recueil des Travaux Chemiques des Pays-Bas 1945) 366 The effective permeability of mixtures of solids D. Polder, J.H. Van Santen (Physica 1946) 374 Dielectric constants of heterogeneous mixtures H. Looyenga (Physica 1965) 377 Die Dielektrizitatskonstante naturlicher und kunstlicher Mischkorper Karl Lichtenecker (Physikalische Zeitschrift 1926) 421 Relationships between microwave permittivities of solid and pulverised plastics S.O. Nelson, T.-S. You (Journal of Physics D: Applied Physics 1990) 429 Optical properties of plasma-polymer--silver composite films and their simulation by means of effective-medium theories A. Heilmann, G. Kampfrath, V. Hopfe (Journal of Physics D: Applied Physics 1988) Effective Wavenumber Models 438 The multiple scattering of waves. I. General theory of isotropic scattering by randomly distributed scatterers Leslie L. Foldy (Physical Review 1945) 451 Multiple scattering of waves Melvin Lax (Reviews of Modern Physics 1951) 475 Multiple scattering of waves P.C. Waterman, Rohn Truell (Journal of Mathematical Physics 1961) 501 Coherent electromagnetic waves in pair-correlated random distributions of aligned scatterers Victor Twersky (Journal of Mathematical Physics 1978) 517 Scattered intensity of a wave propagating in a discrete random medium Yushieh Ma, Vasundara V. Varadan, Vijay K. Varadan (Applied Optics 1988) 526 Enhanced absorption due to dependent scattering Y. Ma, V.K. Varadan, V.V. Varadan (Journal of Heat Transfer 1990) 532 Comparison of optical scattering experiments and the quasi-crystalline approximation for dense media R. West, D. Gibbs, L. Tsang, A.K. Fung (Journal of the Optical Society of America A 1994) 537 Scattering of electromagnetic waves from random media with strong permittivity fluctuations L. Tsang, J.A. Kong (Radio Science 1981) Section Two Laminated Composites 556 Calcul du pouvoir reflecteur d'un systeme stratifie quelconque Andre Herpin (Comptes Rendus de l'Academie des Sciences [Paris] 1947) 558 Recherches sur la propagation des ondes electromagnetiques sinusoidales dans les milieux stratifies. Application aux couches minces Florin Abeles (Annales de Physique [Paris] 1950) 581 The design of optical filters L. Ivan Epstein (Journal of the Optical Society of America 1952) 586 Equivalent layers: another way to look at them C.J. van der Laan, H.J. Frankena (Applied Optics 1995) 593 Equivalent layers in multilayer filters Alfred Thelen (Journal of the Optical Society of America 1966) 599 A new approach to the design of metal-dielectric thin-film optical coatings H.A. Macleod (Optica Acta 1978) 613 Effective medium equivalent to a symmetric multilayer at oblique incidence J. Lafait, T. Yamaguchi, J.M. Frigerio, A. Bichri, K. Driss-Khodja (Applied Optics 1990) 619 Experimental verification of a form-birefringent polarization splitter K. Shiraishi, T. Sato, S. Kawakami (Applied Physics Letters 1991) 621 Untersuchung uber Glimmercombinationen E. Reusch (Annalen der Physik und Chemie 1869) 627 A periodic chiral arrangement of thin identical bianisotropic sheets: effective properties P.S. Reese, A. Lakhtakia (Optik 1990) 631 Theory of magnetic suspensions in liquid crystals F. Brochard, P.G. de Gennes (Journal de Physique [Paris] 1970) 649 Electromagnetic wave propagation in super-cholesteric materials parallel to the helical axis Werner S. Weiglhofer, Akhlesh Lakhtakia (Journal of Physics D: Applied Physics 1993) http://bookstore.spie.org/index.cfm?fuseaction=DetailVolume&productid=228828

bne: Карл Лихтенеккер (Springer поместил его статью 1926 года online) Die Ableitung der Iogarithmischen Mischungsregel aus dem Maxwell-Rayleighschen Schrankenwertverfahren. Von Karl Lichtenecker, Reichenberg-Prag. (Eiugegangen am 1. Juni 1926.) KOLLOIDCHEMISCHE BEIHEFFE, AMBRONN-FESTSCHRIFT Карл печатал статьи на тему микронеоднородных сред примерно с 1907 по 1933 год (последняя статья с Karl Rother) Интересно, что Springer поместил его статью 1926 года online Хотя я бы предпочл видеть там другие его публикации (1907 и 1933 года) Понгердорфовский справочник (смотрел в былые времена) подробно пишет об этом Карле и почти ничего о Ротере Видно приход нацистов не был для обоих незаметным

bne: Еникеев Б.Н., Элланский М.М. Обобщенный принцип непрерывного смешения и расчет проницаемости и электропроводности горных пород. Бюлл. МОИП сер. ”Геологическая”. 1974. т.XLIX (1) стр.159-160. http://www.mmell.narod.ru/OLR_MOIP.pdf Ключевые слова: Электропроводность горных пород, сопротивление, водонасыщенность, глинистые песчаники, непрерывное смешение, обобщенная проводимость, собственная поляризация, математические методы в геологии, МОИП, параметр пористости, параметр насыщения, глинистость, Лихтенеккер и Ротер, фракталы, Looenga, статистическая смесь. Conductivity rocks, resistivity rocks, water saturation, shaly sandstones, continuus mixing, mixing rule, mathematical models in geology, МОIP, Lichtenecker, Roter, fractal. Доклад о принципе непрерывного смешения был сделан Б.Н.Еникеевым и М.М.Элланским в 1973 году (ниже страницы копии оттиска Бюллютеня Московского общества испытателей природы - основано, между прочим, в 1805 году). Докладывалось это на семинаре у М.В.Раца (в Зоомузее МГУ).. Присутствовали мои добрые друзья (которые сейчас далеко) – А.В.Булатов и А.Э.Дашевский. В тезисах, конечно, видны следы эйфории, не во всем оправдавшейся, но уже тогда мне удалось обобщить вывод уравнения Looenga на эллипсоиды (первое переоткрытие наблюдалось лет на десять позже). Впоследствии удалось применить этот подход к существенно более сложной задаче расчета мембранных потенциалов. Про связь с ассоциативными средними мы тогда не знали, а понятия фракталов и вовсе не было. Эти связи удалось обнаружить в последующих публикациях и частично отразить в книге: Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии М Недра. 1991. Началось все еще раньше: Еникеев Б.Н. К модели сопротивления многокомпонентной горной породы. Краткие тезисы докладов к Всесоюзной конференции студентов-нефтяников. М.:1971стр.48-51. Потом были публикации по теме (наиболее затрагивающие тему выделены BOLD) Еникеев Б.Н. К проблеме построения моделей удельного электрического сопротивления горных пород (некоторые проблемы теории обобщенной проводимости многокомпонентных смесей). Саратов: СГУ Математические методы в геологии. 1979 стр.70-96. Еникеев Б.Н., Кашик А.С., Чуринова И.М., Шпикалов Ю.А. Cистемный подход к задаче оценки свойств пласта по данным каротажа. М.: ВНИИОЭНГ 1980. 38 стр. Дмитриева Т.А., Еникеев Б.Н., Чуринова И.М. Фундаментальные уравнения и неравенства в петрофизике и их сравнительная эффективность в условиях терригенного разреза. Cборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. т.2 Промысловая геофизика. М.: CЭВ 1981 стр.68-77. Еникеев Б.Н. Удельное электрическое сопротивление трещинного коллектора. М.: Экспресс-информация. серия : “Геология и разведка газовых, газоконденсатных и морских нефтяных месторождений” М.: 1983 Вып.10. cтр.16-18 Еникеев Б.Н., Кашик А.С., Чукина Л.В., Чуринова И.М. Оценка коллекторских свойств пласта путем настройки и решения систем петрофизических уравнений на ЭВМ. М.: ВНИИОЭНГ, 1985 (Обзорная информация, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, Вып. 7(80)). Еникеев Б.Н., Еникеева С.Н. Математические методы системного анализа эволюции физико-химических свойств терригенной толщи на примере пород неокома месторождений Западной Сибири.// Подземные воды и эволюция литосферы т.II Москва Наука 1985 cтр.84-86. Еникеев Б.Н. Петрофизические модели полимиктовых горных пород. Математические модели горных пород и расчета их эффективных свойств. М: МОИП Наука 1986 стр. 65-80. Еникеев Б.Н. О некоторых функциональных соотношениях применяемых в петрофизике. Математические модели горных пород и расчета их эффективных свойств. М: МОИП Наука 1986 стр. 90-103. Еникеев Б.Н. Математические методы расчета эффективных физических свойств горных пород (модель решетки капилляров). Исследования и разработки в области нефтяной геофизики в странах - членах СЭВ. т.2 Москва 1988 стр.308-316. Ну и (само собой) – моя диссертация, многое из которой вошло и в книгу: Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии М Недра. 1991. Решил выложить, чтобы проще ссылаться. 20- 08- 2008 Ссылки на последующие публикации авторов в развитие темы степенных средних и их применения можно найти по адресам http://petrophysics.borda.ru http://www.petrogloss.narod.ru http://www.mmell.narod.ru

BorisE: Bruggeman DAG Title Calculation of various physical constants of heterogenous substances II. Dielectricity constants and conductivity of non regular multi crystal systems Source ANNALEN DER PHYSIK 25 (7): 645-672 Date 1936 APR Type Journal : Article LCR: 6 NCR: 43 LCS: 2 GCS: 34 Comment Address Abstract CR ANDRADE END, 1932, P R SOC LOND A-CONTA, V138, P348 BRIDGMAN PW, 1924, P NATL ACAD SCI USA, V10, P411 BRUGGEMAN DAG, 1930, THESIS UTRECHT BRUGGEMAN DAG, 1934, Z PHYS, V92, P561 BRUGGEMAN DAG, 1935, ANN PHYS-BERLIN, V24, P636 BRUGGEMAN DAG, 1935, ANN PHYS-BERLIN, V24, P665 CURIE J, 1889, ANN CHIM PHYS, V17, P385 DEWAR J, 1892, PHILOS MAG, V34, P326 DEWAR J, 1893, PHILOS MAG, V36, P271 DEWAR J, 1897, P ROY SOC, V60, P72 ERRERA J, 1927, CR HEBD ACAD SCI, V184, P455 ERRERA J, 1933, PHYS Z SOWJETUNION, V3, P443 ERRERA J, 1933, PHYS Z, V34, P368 EUCKEN A, 1912, VERH PHYS GES, V14, P169 EUCKEN A, 1924, Z PHYS CHEM-STOCH VE, V111, P431 EUCKEN A, 1927, Z PHYS CHEM-STOCH VE, V125, P211 FELLINGER R, 1902, ANN PHYS-BERLIN, V7, P333 FLICKER E, 1910, ANN PHYS, V31, P365 GRUBE G, 1929, FESTSCHRIFT TH GRUNEISEN E, 1907, ANN PHYS-BERLIN, V22, P801 GRUNEISEN E, 1924, Z PHYS, V26, P235 GRUNEISEN E, 1924, Z PHYS, V26, P250 GRUNEISEN E, 1934, ANN PHYS-BERLIN, V19, P387 HEYDWEILLER A, 1920, Z PHYS, V3, P308 JAEGER R, 1917, ANN PHYS, V53, P409 JAEGER W, 1900, WISS ABH PHYS TECHN, V3, P269 KAWAI T, 1930, SCI REPTS TOHOKU IMP, V19, P209 KAWAI T, 1931, SCI REP TOHOKU U, V20, P681 KIRCHHOFF G, 1881, WIED ANN, V13, P406 LENARD P, 1890, WIED ANN, V39, P619 LORENZ L, 1881, WIED ANN, V13, P422 RUBENS H, 1915, BERL BER, P4 SCHMID E, 1927, Z METALLKD, V19, P325 SCHMID E, 1927, Z PHYS, V42, P779 SCHMID E, 1928, Z METALLKD, V20, P370 SCHMID E, 1928, Z PHYS, V48, P370 SCHMIDT W, 1902, ANN PHYS-BERLIN, V9, P919 SCHMIDT W, 1904, ANN PHYS, V11, P114 SCHULZE A, 1930, Z TECHN PHYS, V11, P616 STOCKER E, 1920, Z PHYS, V2, P236 TAMMANN G, 1932, LEHRB METALLK VOIGT W, 1910, LEHRB KRISTALLPHYS WEVER F, 1927, Z TECHN PHYS, V8, P404 http://www.garfield.library.upenn.edu/histcomp/annalen-der-physik/node/5408.html#

BorisE: Коллеги из Китая сделали нечто в духе DW Назвали DWCMM ============= Vol. 44 No. 4 SCIENCE IN CHINA (Series D) April 2001 Low resistivity oil(gas)-bearing reservoir conductive model Dual water clay matrix conductive model in the north area of Tarim Basin, Xinjiang, China PAN Heping ()1, WANG Jiaying ()1, FAN Zhengjun ()2, MA Yong ( )2, LIU Jianhua ()2 & LI Mingqiang ()2 1. China University of Geosciences, Wuhan 430074, China; 2. Northwest Petroleum Company, CNSPC, Lanzhou 830011, China Correspondence should be addressed to Pan Heping (email: panpinge@public.wh.hb.cn) ============== http://219.238.6.200/getfile?category=article&code=99YD0293&file-name=01yd0346.pdf Более свежих ссылок найти не удалось

ShadowRaven: Статью нашел. Если интересует могу прислать. (причем редакция журнала отправила мне pdf бесплатно) Сейчас делаем краткий перевод. Но в принципе все формулы/мнемоники понятны без перевода

bne: Есть у меня слабость к библиографии и сравнительному анализу Было бы интересно посмотреть

ShadowRaven: http://slil.ru/28114933 Оригинальная статья и частичный подстрочник выполненный лаборанткой.

bne: Попрежнему параллельные проводники, но нормировка Sw при помощи Sb В моей классификации такое вроде как не видел Надо освежить в памяти Worthington Только я не понял на чем проверяется Вроде как это WS данные (там ведь извечная проблема пересчета Qv в Vsh возникает) WS (как и Hill-Milbern ее по сути просто обошли и автоматом обошлись без Vsh и учета типа глин)

bne: GEOPHYSICS, VOL. 56, NO, 12 (DECEMBER 1991); P. 2139-2147. II FIGS.. 1 TABLE Hysteresis in the electrical resistivity of partially saturated sandstones Rosemary Knight* Реально три образца (таблица включает данные по их компонентному составу) и куча кривых Гистерезис и впрямь в наличии

bne: В УФН забавная статья Снарского Снарский А А "Знал ли Максвелл о пороге протекания? (К пятидесятилетию создания теории протекания)" УФН 177 1341 (2007) http://www.ufn.ru/ufn07/ufn07_12/Russian/r0712c.pdf

bne: Забавно, но насколько я помню все это уже было и заметно интереснее у Карла Лихтенеккера (примерно сто лет назад) и у Кудинова и Мойжеса (примерно 40 лет назад)

bne: Но кажется тут есть поворот пропущенный уважаемыми коллегами Только куда об этом писать - неясно Разве что в каротажно-геофизические издания В другие не пробиться, а пробиваться? Я весьма лениво к этому расположен

bne: Ссылка в Google на предыдущее сообщение появилась уже через несколько минут после его помещения на Форуме Я пытался искать статью с похожим названием и автором Искренне удивлен оперативностью сканирования информации на данном Форуме

bne: Влияние неоднородных свойств системы на процесс протекания в двумерном пространстве С.А.Багнич, А.В.Конаш Институт молекулярной и атомной физики Национальной академии наук Белоруссии, 220072 Минск, Белоруссия E-mail: bagnich@imaph.bas-net.by (Поступила в Редакцию 23 января 2001 г. В окончательной редакции 27 марта 2001 г.) Представлены результаты исследования методом Монте-Карло процесса протекания в двумерной неоднородной решетке. Неоднородная решетка получалась путем случайного распределения в ней неоднородностей различного размера и в разных количествах. Рассмотрено влияние неоднородностей на такие параметры, характеризующие протекание в системе, как критическая концентрация, среднее число узлов в конечных кластерах, вероятность протекания, критические индексы, фрактальная размерность бесконечного кластера. Показано, что все перечисленные параметры существенным образом зависят как от линейного размера неоднородностей, так и от их относительной площади. http://www.ioffe.rssi.ru/journals/ftt/2001/12/p2215-2222.pdf

bne: A.M. Attia, D. Fratta and Z. Bassiouni Irreducible Water Saturation from Capillary Pressure and Electrical Resistivity Measurements IFP 2008 №2 Впечатление такое, что большая часть работ его и дипломников исходит из совершенно дремучих онтологических картин

bne: При этом особенно обидно, что вместо первичных данных подсовывают свои оценки извилистости и коэффициентов "m" и "n" Работа не проверяема и не может быть полноценно использована другими вне ее контекста По сути популярность Ваксмана и Смита была обусловлена именно наличием полноценных таблиц

ShadowRaven: Несколько лет назад пришлось работаь в LSU, в том числе и на г Бассоюни. Обратил внимание на постоянное 1) "выжимаие" статей из своих студентов (что само по себе неплохо). Но затем пропихивание оных под своей редакцией, и с добавлением старых тезисов ВЕЗДЕ. от локальных конференций в LA до SPE SPWLA. 2) исключительную коррумпированность данной "стаи товарищей" приведшей к существенному оттоку грантов и прочих средств.

bne: Много палеток и как-то структура своеобразная (рыхлая что-ли) Но про извилистость теперь понятнее

bne: CHIN. PHYS. LETT. Vol. 28, No. 3 (2011) 034701 Tortuosity of Flow Paths through a Sierpinski Carpet * LI Jian-Hua(АоЅЁ»Є)1, YU Bo-Ming(УфІ®Гъ)2** 1Biomedical Materials and Engineering Research Center, Wuhan University of Technology, Wuhan 430070 2School of Physics, Huazhong University of Science and Technology, Wuhan 430074 (Received 29 March 2010) Sierpinski carpet is an exactly self-similar fractal, which is often used to simulate fractal porous media. A simple recursive model for the tortuosity of flow path in Sierpinski carpet is derived based on the self-similarity of the carpet. The proposed model is related to the stage of the carpet, and there is no empirical constant in this model. The model predictions are compared with those from available correlations by both numerical and experimental methods as well as analysis. Good agreement is found between the present model predictions and those from the available correlations. The present model may have the potential in analysis of transport properties in self-similar fractals. PACS: 47.56.+r, 47.15.−x, 47.60.Dx DOI: 10.1088/0256-307X/28/3/034701

bne: Particle Shape Effects on Hydraulic and Electric Tortuosities: A Novel Empirical Tortuosity Model Based on van Genuchten-Type Function Hidetaka Saomoto · Jun Katagiri Transp Porous Med Received: 21 November 2014 / Accepted: 27 January 2015 © Springer Science+Business Media Dordrecht 2015 Abstract The tortuosity is one of the key parameters to characterize the transport properties of porous media. Since the tortuosity is strongly related with the shape of particles constituting the porous media, we need to investigate the shape effect of particles on the tortuosities. We have, respectively, performed a series of finite element simulations for the hydraulic and the electric tortuosity to reveal the relationship between the tortuosity and the particle shape. The results reveal that: (1) A concise computational expression for tortuosities proposed by Duda et al. is numerically validated through our simulations. (2) On average, the hydraulic tortuosity is 15% greater than the electric tortuosity within the porosity range from 0.5 to 0.9. (3) The high particle aspect ratio (5.0) results in the amplifications of both the hydraulic and the electric tortuosities up to 15% greater than the values with the low particle aspect ratio (1.0). Using the simulation results, we propose a novel tortuosity model based on the van Genuchten-type function, which can precisely describe the relationship between the tortuosities and the porosity for elliptic particle having the aspect ratio ranging from 1.0 to 5.0.

bne: Диссертационная / докторская работа: Титов Константин Владиславович. Электрокинетические явления в горных породах и их применение в геоэлектрике : Дис. ... д-ра геол.-минерал. наук : 25.00.10 : СПб., 2003 198 c. РГБ ОД, 71:04-4/41 Литература к работе: Агеева О.А., Светов Б.С., Шерман Г.Х., Шипулин СВ. Сейсмоэлектрический эффект второго рода в горных породах (по данным лабораторных исследований). Геология и геофизика, 1999, т.40,N8c.t251-1257 Альпин Л.М. Влияние среды на результаты наблюдения потенциалов фильтрации. Геофизическая разведка, 1960, N 1, с. 3-6. Аркадьев В.В., Титов К.В., Сидоренкова О.И., Черный К.Н. Расчленение меловых отложений Юго-восточного Крыма по магнитной восприимчивости; Отечественная геология-2001; N 4, сх; 53-59; Бурсиан В.Р. Теория электромагнитных полей, применяемых в электроразведке. Л., Недра, 1972, 386 с. Генадинник Б.И. Теория явления вызванной поляризации. Новосибирск, Наука. 1985,280 с. Горелик А.М., Нестеренко И.П. Метод потенциалов электрофильтрации при пределении радиуса депрессионной воронки в ходе откачки из скважины. Изв. АН СССР. Сер. геофизическая. 1956, N11- с.1361-1363. Губатенко В.П. Эффект Максвелла-Вагнера в электроразведке. Физика Земли. 1995,N9,c.88-98 Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Гостопотехиздат. 1955, 492 с. Дмитриев Д.Н., Забурдин С.К., Синицын А.Я., Титов К.В. Геофизические методы в помощь геологическому картированию. Магниторазведка, электроразведка, гамма-съемка. СПб., Ротапринт СПГГИ, 1998,75 с. Ю.Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. и Кожевников Д.А. Петрофизика. М.:Недора. 1991,368 с. Духин С.С. Электропроводность и электрокинетические свойства дисперсных систем. Киев,: Наукова Думка. 1975,346 с. Жаворонкова, В.В. Экспериментальные данные о потенциалах и токах течения. В сб.: Электрометрические исследования по методу естественного поля. Свердловск. УНЦ АН СССР, 1986, с. 21-23 Задорожная В.Ю. и Лепешкин В.П. Теоретическое обоснование возможности возникновения естественных электрических полей от глубинных источников. Известия вузов Геология и разведка, 2001, N 1- с. 141-153 Злочевская Р.И, Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. М.: Изд-во Моск. университета. 1988, 177 с. Инструкция по электроразведке Л.: Недра. 1984,356 с. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М., Наука. 1964, 457 с. Козак С.З. Оценка фильтрационной неоднородности водоносных горизонтов наземными геофизическими методами при поисках и разведке подземных вода. Автореферат канд. дисс. ВСЕГИНГЕО, М. 1987, 17с. Комаров В А. Электроразведка методом вызванной поляризации Л., Недра. 1980,391с. Комаров В.А., Кашкевич М.П., Мовчан И.Б. Геофизические поля тел сфероидальной формы: Учебное пособие. СПб. Изд-во СпбГУ. 1998, 112 с. Кормильцев В.В. О возбуждении и спаде вызванной поляризации в капиллярной среде // Изв. АН СССР. Сер. геофизическая. 1963, N 11,-сЛ 658-1666. Кормильцев В.В. Переходные процессы при вызванной поляризации (теория и применение в геофизике). М., Наука. 1980,112 с. Кормильцев В.В; Электрокинетические явления в пористых горных породах. Екатеринбург. 1995, 48 с. Кормильцев В.В., Мезенцев А.Н. Электроразведка в поляризующихся средах. Свердловск Уро АН СССР, 1989, 124 с. Кормильцев В.В.,.Ратушняк А.Н. Электрическое и магнитное поле при течении жидкости в пористой среде с локатьными неоднородностями фильтрационных и электрических свойств. Физика Земли, 1997, N 8.-е. 81-87. Краев АЛ. Основы геоэлектрики. Л., Недра, 1965, 588 с. Кройт Г.Р, Наука о коллоидах М.: ИЛ. 1952,450 с. Методические рекомендации по применению импульсной электроразведки при решении гидрогеологических задач /В.А.Тарасов, К.В.Титов, Л.И.Бытенский и Г.С. Франтов Санкт-Петербург, ВИРГ-Рудгеофизика, 2002,104 с. Методические указания по применению станции СВП-74 / Под ред. Л.С.ХЛ0П0НИН0Й. Л., Изд-во НПО "Геофизика", 1979, 140 с. Моисеев B.C. Методы вызванной поляризации и наземно-скважинной электроразведки при поисках и оконтуривании залежей углеводородов западно-сибирской нефтегазоносной провинции. Автореферат дисс. д.г.-м.н. Новосибирск. ОИГГМ СО РАН, 2002,40 с. Мироненко В.А. Динамика подземных вод.- М.: Изд-во МГГУ. 1996, 519 с. Николаев А.С. Отчет по изучению и прогнозированию экзогенных геологических процессов в 1981-82 г.г. СПб, СЗ РФГИ, 1983,254 с. Оганесян Г.М. Особенности электрических и механических явлений в горных породах при фильтрации флюидов в связи с геодинамическими процессами. Деп. в ВНТИЦ, N04.09.20002322, Москва, 1991, 180 с. Петрофизика. Справочник. Кн. 1. Горные породы и полезные ископаемые. Под ред. Н.Б.Дортман.-М.:Недра. 1991,391 с. Постельников А.Ф. К вопросу о природе вызванной поляризации в осадочных горных породах // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка, 1959, N2, с. 153-164. Рыжов A.A., Черняк Г.Я;, Шаропанов Н.Н. Аппроксимация временных характеристик спада вызванной поляризации // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка, 1976, N 1, с. 120-123. Рыжов А.А. Основные закономерности вызванной поляризации горных пород // Применение метода вызванной поляризации при поисках месторождений полезеых ископаемых. М., изд. МГРИ, 1987 с. 5-23. Светов Б.С., Губатенко В.П. Электромагнитное поле механо-электрического происхождения в пористых влагонасыщенных горных породах. 1. Постановка задачи. Физика Земли, 1999, N 10, с.67 - 73. Семенов А.С. Электроразведка методом естественного, электрического поля. Л.: Недра, 1980,391 с. Семенов А.С. Влияние структуры на удельное электрическое сопротивление агрегатов. Материалы ВСЕГЕИ, Геофизика, 1948, N 12 M.-JL, Госгеолиздат. Справочник по электрохимии. Под ред. А.М.Сухотина. Л.:Химия. 1981, 488 с. Титов К.В. О возможности обобщения метода электростатических изображений: на задачи о полях в областях, ограниченных криволинейным границами. Методы интерпретации геофизических данных сложных геологических разрезов. Зап.ЛГИ, Л. т. 113, 1987а с. 23-26. Титов К.В. Математические модели наложенных геохимических ореолов. Геохимические и радиоактивные методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых Зап.ЛГИ, т.111, Л. 19876 с. 76-83. Титов К.В. Некоторые математические модели наложенных геохимических ореолов. Геология поиски и разведка месторождений полезных ископаемых в Восточной Сибири. Тезисы докладов. Иркутск. 1987в. с.45. Титов К.В. Электрические и электромагнитные поля, над кимберлитовыми трубками. Теория и практика решения обратных задач геоэлектрики. Тезисы доклада межресп.семинара. А.-Ата. 19916, с. 35 45; Титов К.В. К вопросу об интерпретации кривых аудиомагнитотеллурического зондирования в рудных районах. Геофизические методы разведки при решении геологических и экологических задач. Зап. СПГГИ т. 130 СПб, 1992 с.35-40 46, Титов К.В. Анализ условий применимости геофизических методов при изучении ореолов загрязнения - подземных вод. (Глава в кн.: Проблемы гидрогеоэкологии, Под ред. В.А.Мироненко и В.Г.Румынина), Москва, Изд. МГГА, 1998а, с.125-145 Титов К.В. Метод естественного электрического поля при: гидрогеологическом мониторинге: состояние развития, и перспективы. Тезисы докладов третьего международного конгресса "Вода: экология и технология. Экватэк-98" Москва, 25-30 мая 19986, с.558. Титов К.В., Васин Н.Д- Магнитотеллурическое поле над одномерным контрастным разрезом. IV Всесоюзный съезд по геомагнетизму Тез.докл. 4.1 Владимир-Суздаль 1991, с.153. Титов К.В., Харьковский К.С., Учаев В.К. Методы электроразведки при картировании хлоридного загрязнения зоны аэрации на нефтепромысловых объектах. Материалы научно-методической конференции "Современные проблемы гидрогеологии". Санкт-Петербург, 11-13 ноября 1996., с.12-15 Титов К.В., Телегин А.Н. Геофизические методы при гидрогеологических и инженерно-геологических исследованиях. РТП спбгги; спб; 1998;37с. Титов К.В., Тарасов В.А. Импульсная электроразведка в гидрогеологии, инженерной геологии и геоэкологии. Тезисы докладов международной конференции к 300-летию горно-геологической службы России. Санкт-Петербург, 2-6 октября 2000 г., 2000а с.606 Титов К.В., Тарасов В.А. Переходные характеристики вызванной поляризации водонасыщенного песка. Тезисы докладов международной конференции "Неклассическая геофизика". Саратов, 28 августа - 1 сентября 2000 г. Саратов, 20006. с. 44-45 Титов К.В., Тарасов В.А. Временные характеристики вызванной поляризации в водонасыщенных песках: теория и эксперименты Геология и геофизика т.42, N 6,2001, с. 988-995. Титов К.В., Коносавский П.К., Ильин Ю.Т., Левицки А. Естественное электрическое поле как средство калибровки геофильтрационных моделей. Сборник докладов конференции "Современные проблемы гидрогеологии и гидрогеомеханики" памяти В.А.Мироненко. Санкт-Петербург, изд-во СПбГУ, 28 февраля - 2 марта 2002 г., с. 522 - 532. Титов К.В., Тарасов В.А., Тарасов А.В., Коносавский П.К. Перспективы применения методов электроразведки при решении гидрогеологических задач. Разведка и охрана недр, 2003, N 4 с. 64 - 67. Уэйт Дж. Р. Геоэлектромагнетизм. М. Наука, 1987,235 с. Усьяров О.Г. Ионно-электростатическое взаимодействие и критерий коагуляции разнородных частиц в растворах электролитов при произвольных и постоянных потенциалах поверхности. В кн. Электроповерхностные явления в дисперсных системах. Под ред. О.Н.Григорова и Д.А.Фридрихсберга. М.Наука, 1972, с.158-165. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.:Химия, 1974, 352 с. Фридрихсберг Д.А., Сидорова М.П Исследование связи явления вызванной поляризации с электрокинетическими свойствами < капиллярных систем. Вестник ЛГУ. Сер. Химия, 1961, N 4, с. 222-226 Фридрихсберг Д.А., Шишкин Ю.П. Вычисление фі-потенциала и удельной поверхности на основе представления о пристенном слое ионов. В кн. Электроповерхностные явления в дисперсных системах. Под ред. О.Н.Григорова и Д.А.Фридрихсберга. М., Наука, 1972, с.158-165. Хасеневич В.К., Фирсюк П.И. Временные рекомендации по применению геофизических методов для мелиоративного строительства в условиях БССР. Минск, 1981,75 с. Ханаи Т. Электрические свойства эмульсий. В кн.: Эмульсии. Под. ред. Ф. Шермана. Л. Химия, 1972 с. 313-415. Харьковский К.С., Титов К.В., Учаев В.К. Методы электроразведки при картировании промышленного загрязнения на нефтяных полях Юго-восточного Татарстана. Тезисы докладов международной геофизической конференции "Электромагнитные исследования с контролируемыми источниками". Петродворец, Санкт-Петербург, 27-31 мая 1996. с.35 Шаповалов О.М., Черныш В.Ю., Кузьмичев В.В. Метод производной вызванной поляризации и его практическое значение // Методы разведочной геофизики, 1976, вып. 26, с. 86-95 (Л.: НПО "Геофизика") Шарапанов Н.Н., Черняк Г.Я., Барон В.А. Методика геофизических исследований при гидрогеологических съемках с целью мелиорации земель. -М.: Недра. 1974,174 с. Шейнманн СМ. Современные физические основы теории электроразведки. Л., Недра, 1969,224 с. Шерешевский С.Н., Черныш В.Ю., Голубев А.М. Аппаратура "СТРОБ" (МПП, ВП) и ее возможности при поисках месторождений урана // Российский геофизический журнал, 1999, № 15-16, с. 134-137. Электроразведка методом сопротивления (Под ред. В.К.Хмелевского и В.А.Шевнина). Изд-во МГУ. 1994,230 с. Abaza, M.M.I, and Clyde, C.G. Evaluation of the rate of flow through porous medis using electrokinetic phenomena: Water resources Res., 1969, 5, c.470-483. Ahmad, M.U. A laboratory study of streaming potentials: Geophysical. Prospecting, 1964, 12, c.49-54 Archie G.E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics,- Trans. AIME, 1942, v. 146, p.54-62. Aubert, M. Application de la mesure des potentiels electriques de la polarisation spontanee (PS) a la reconnaissance des formations superficielles: Geophysique des sols et des formations superficielles. Colloque GEOFCAN. 11-12 septembre 1997 Bondy, France, 1997, c.2-5. Birch, F.S. Testing Fournier's methods for finding water table from self-potential: Ground Water, 1994,31, с 50-56. Bogoslowsky V.A. and Ogilvy A.A. Natural potential anomalies as a quantitative index of the rate of water seepage from reservoirs. Geophysical Prospecting 18, 1970a, с 758-773. Bogoslowsky V.A. and Ogilvy A.A. Application of geophysical methods for studying the technical status of earth dams. Geophysical Prospecting, 1970b, 20, с 109-117. Borner, F., Gruhne, M and Schon, J. Contamination indications derived from electrical properties in the low frequency range. Geophysical Prospecting. 1993, V. 41: с 83-98. Burner, F.D., Schopper, J.R. and Weller, A. Evaluation of transport and storage properties in the soil and grounfwater zone from induced polarization measurements. Geophysical Prospecting. 1996, V.44: c. 583-601. Brace W.F. Permeability from resistivity and pore shape J. Geoph. Res. 1977, V.82 N.23 с 3343 - 3349 Bruggeman D.A.G. Berechnung Vershiederner Physikalisher Konstanten von Hetarogenen Substanzen. Ann. Phys. Lpz., 1935, V.24, c. 636-679. Broz Z. and Epstein N. Electrokinetic: flow in fine cylindrical capillaries at high zeta-potentials. Journal of Colloid and Interface Sciences 1976, V.56, c. 605-612. Bussian A.E. Electrical conductance in a porous medium. Geophysics, 1983, V.48,N9,c.l258-1268, Clavier C, Coates G., Dumanoir The theoretical and experimental bases for the "Dual water" model for the interpretation of shaly sands: 52nd Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the SPE of AIME, Denver, October 19-12., 1977 Corwin, R.F. The self potential method for environmental and engineering applications: Geotechnical and Environmental Geophysics. 1993, Vol.l., Ward (Ed.), Society of Exploration Geophysics, Tulsa, ОК., с. 127-145. Fitterman, D.V. Calculation of self-potential anomalies near vertical contacts: Geophysics, 1979,44,c.l95-205. Fournier, C. Spontaneous potentials and resistivity surveys applied to hydrogeology in a volcanic area: Case history of the Chaine des Puys (Puy-de-Dome, France). Geophysical Prospecting. 1989, V.l, c.647-668. Ishido, T, and Misutani, H. Experimantal and theoretical basis of electrokinetic phenomena in rock-water systems and its applications to geophysics: J. Geophys. Res., 1981, 86 B3, c.1763-1775. Keehm Y., Mukerji Т., Nur A. Computational rock physics at the pore scale: Transport properties and diagenesis in realistic pore geometries. -The leading edge.2001, V.20,No.2. с 180-183 Kemna, A. Tomographic inversion of complex resistivity. Theory and application. Berichte des Instituts fur Geophysi der Ruhr-Universitat Bochum. Reihe A, 2000, N.56, Der Andere Verlag. Osnabruck.176 с Lesmes, D.P. and Fray, K.M. Influence of pore fluid chemistry on the complex conductivity and induced polarization responses of Berea sandstones: J. Geophys. Res., 2001, V. 106, с 4079-4090. Lesmes, D. and Morgan F.D. Dielectric spectroscopy of sedimentary rocks: J. Geophys. Res., 2001, V. 106, c.13334-13346. Levine S., Marriott J.R., Neale C, and Epstein N. Theory of electrokinetic flow in fine cylindrical capillaries at high zeta-potentials. J. Colloid Interface Sci., 1975, 52, с 136-149. Levitski A., Titov K., Bues M., Ilyin Yu., Konosavski P., Kharkhordin I., Uchaev V., Sapozhnikov В., Kharkovsky С A combined hydrological, geochemical and geophysical reconnaissance of groundwater contamination in oil field environment (republic of Tatarstan, Russia) Abstract of contributions presented at 25 General Assembly of EGS. Nice, 2002, 22-26 April 2002. (CD) Loke M.H. and Barker R.D. Rapid least-squares inversion of apparent resistivity pseudosections by a quasi-Newton method. Geophysical Prospecting, 1996,.44, с 131-152 Maxwell J.C. A treatise on electricity and magnetism (1873). NY Dover Publications Inc. 1954. Marshall, D. J. and Madden Т.К. Induced polarization, a study of its causes. Geophysics, 1959, v. 24, N I: 790-816. Morgan, F.D;, Williams, E.R:, and Madden, T.R; Streaming potential-properties of Westerly granite with applications: J. Geoph. Res. 1989, V.94, B9,1989,c.l2449-1246L Morgan F.D. and Lesmes D.P. Inversion for dielectric relaxation spectra. J. Chem. Phys., 1994, V.100, N 1, c.c. 671-681. Overbeek, J.T. Colloid Science, vol.1, Irreversible Systems, (Ed. Kxuyt) Elsevier, New York 1952,350 с 0gilvy, A.A., Ayed, M.A., and Bogoslovsky, V.A. Geophysical studies of water leakages from reservoirs: Geoph, Prospecting, 1969, 27, c.775-789. Patella, D. Introduction to ground surface self potential tomography. Geophysical Prospecting, 1997, 45,653-681 lOl.Pelton, W.H. Ward S.H., Hallof P.G., Sill W.R. and Nelson P.H. Mineral discrimination and removal of inductive coupling with multifrequency IP. Geophysics, 1978, V. 43, N 3: 588-609. Pokrovsky, O.S., Schott, J., and Thomas, F. Dolomite surface speciation and reactivity in aquatic systems: Geochimica and Cosmochimica Acta, 1999, V.63,1999, c-3133-3143. Pride S. Governing equations for the coupled electromagnetics and acoustics of porous media. Physical Review B. 1994, V. 50, N 21, p.p.15678- 15696. Pride S.R. and Morgan F.D. Electrokinetic dissipation induced by seismic waves. Geophysics, 1991, V. 56, p. 914 - 925. Reed, W.E. Transport of water away from buried heat source with special reference to hydrologic phenomena observed at Aardvark nuclear detonation: J. Geoph. Res., 1970, V. 75, B2, 1970, c.415-430. Revil A., Cathles L.M., Losh S. Electrical conductivity in shaly sands with geophysical applications. Journ. Geoph. Res., 1998, V.103, N B10, c. 23925-23936. ReviI A., Ehouarne L., Thyreault E. Tomography of self-potential anomalies of electrochemical nature. Geophysical Research Letters, 2001, V. 28, No 23, с 4363-4366. Rice C.L. and Whitehead R. Electrokinetic flow in narrow cylindrical capillary. The Journal of Physical Chemistry, 1965, V.69, N 11, pp4017-4024. Sen P.N., Scala C., and Cohen M.H. Self similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads: Geophysics, 1981,V.46,c.781-795. HO.Schriever, W, and Bleil, C.E. Streaming potentials in spherical-grained sands: J. Electrochem. Soc, 1957, 104, 1957, с 170-176. lll.Schlumberger, С Etude sur la prospection electrique du sous-sol. Gauthier-Villar et Cie, Chap.VIII. Paris, 1920, c.70-72. 112,Sharma, M.M., Kuo, J.F., and Yen, T.F, Further investigation of the surface charge properties of oxide surfaces in oil-bearing sands and sandstones: J. of Colloid and Interface Science, 1987, V.l 15, 9-16. Sprunt, E.S., Mercer, T.B., and Djabbarah, N.F. Streaming potential from multiphase flow: Geophysics, 1994, V.59, c.707-711. Sill, W>R, Self-potential modeling-from-primary flowsr Geophysics, 1983, V.48, c.76-86. Thompson A.H., Katz A.J. and Krohn C.E. The microgeometry and transport propertivvs of sedimentary rock. Advances in Physics, 1987, Vol. 36, No. 5, с 625 - 694 Titov K. Electrical and electromagnetic methods in exploration of kimberlite pipes on the Baltic Shield./ "The tenth prospecting in areas of glaciated terrain conference". Saint-Petersburg 1994 c.33. Titov K. Magnetic, electrical & electromagnetic methods in prospecting for kimberlites 20th General Assembly of the European Geophysical Society. Hamburg, 3-7 April 1995. Annales Geophysicae, 1995, Suppl.ofVol.13. llS.Titov K. Methodes magnetique, electriques et electromagnetiques en prospection des kimberlites. Chronique de la recherche miniere, 1996, N 542 с 3-9. Titov K., Vassin N., Potapov A., Kharlamov M., Borissov O. Recherches geophysiques du sous-sol de TErmitage (Saint-Petersbourg, Russie) 15 RST. 28-28 avril 1994, Nancy (France) c.96. 120,Titov K. V., Kharkovsky C.S., Uchaev V.K. Investigation of Industrial Contamination Sources in the South-East Tatarstan by Hydrogeophysical Methods Abstracts at XXI General Assambly of EGS Journ. Annales Geophysicae Suppl. of Volume 14, Haage, 1996 Titov K., Zabourdin S., Vassin N., Bliniv K. Application of resistivity and electromagnetic methods in urban areas. Proceedings of Eighth International Congress of International Association for Engineering Geology and the Environment. Vancouver, 21-25 September 1998, c.155-161 Titov K., Loukhmanov V., and Potapov A. Monitoring of water seepage from a reservoir using resistivity and self-polarization methods: case hystory of the Petergoph fountain water supply system: First break, 2000, vol.10 2000, c.3-10. Titov K., Ilyin Yu., Komarov V., Konosavski P., Levitski A., Loukhmanov V., A.Potapov, Tarasov V. Geophysical monitoring of dams (case of the Petrodvoretz fountain water supply system) Paper presented at IAEG Congress "EngGeolCity-2001" 30 July - 2 August 2001, Echaterinburg, Extended abstract of International IAEG symposium. EngGeolCity-2001. Ekaterinburg, 30.07-02.08, 2001. с 189-197 Titov К., Ilyin Yu., Konosavski P. Self-Potential method in hydrogeology: petrophysics, theory, numerical modelling, and field examples Abstract of contributions presented at 24 General Assembly of EGS. Nice, 24-30 April 2001. (CD) Titov KM Ilyin Yu., Konosavski P., Potapov A. A field test of relationships between Self-Potential, ground water flow and thickness of. vadose zone Abstract of contributions presented at 24 General Assembly of EGS. Nice, 24-30 April 2001. (CD) Titov K., Ilyin Yu., Konosavski P., and Levitski A. Electrokinetic spontaneous polarization in porous media: petrophysics and numerical modelling Journal of Hydrology 2002a, V: 267 N3-4; с 207^2I6~ Titov K., Komarov V., Tarasov V., and Levitski A. Theoretical and experimental study of Time Domain induced polarization in water saturated sands Journal of Applied Geophysics, 20026 V. 50 N 4, с 417-433 Titov K., Komarov V., Tarasov V. and Levitski A. Spectral Induced Polarization in clean water- saturated sand. Abstract of contributions presented at 25 General Assembly of EGS. Nice, 22-26 April 2002B. (CD) l29.Titov К and Tarasov A. Spectral Induced Polarization in clay suspension. Abstract of contributions presented at 28 General Assembly of EGS-AGU. Nice, 7-15 April 2003a. Vetrov A., Titov K. and Konosavski P. A numerical study of Streaming Potential produced by vertical flow between two aquifers. Abstract of contributions presented at 28 General Assembly of EGS-AGU. Nice, 7-15 April 2003. Veeken P.C.H., Titov K.V. Gravity modelling along a seismic line across the Mandava basin, South-eastern Tanzania. Journal of African Earth Sciences, 1996, Vol. 22, No.2., с 207-217. Waxman M.H. and Smits LJ.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sand. Soc. Petr. Eng. J., 1968, V.8, с 107 - 122. Vanhala, H. Mapping oil-contaminated sand and till with the spectral induced polarization (SIP) method. Geophysical Prospecting, 1997, V.45: c.303-326. Vinegar, HJ. and Waxman, M.H. Induced polarization of shaly sands. Geophysics, 1984, V.49, N 8: с 1267-1287 Wyllie, M.RJ. and Southwick, P.F. An experimental investigation of the SP and resistivity phenomena in dirty sands. J. Petr. Tech., 1954, v.6, с 44-57. Wurmstich, B, and Morgan, F.D. Modelling of streaming potential responses caused by oil well pumping: Geophysics, 1994, V.59, c.46-56. Отметил интересную классику и интересное на просмотр Похоже я видел этого парня Но писать диссертацию про горные породы не ссылаясь на отечественных каротажников? Не знаю как это и назвать околокультурно ;-(

bne: Generalized effective medium resistivity model for low resistivity reservoir Science in China Series D: Earth Sciences Science Press, co-published with Springer-Verlag GmbH ISSN 1006-9313 (Print) 1862-2801 (Online) Volume 51, Number 8 / Август 2008 г. DOI 10.1007/s11430-008-0077-5 pp. 1194-1208 Generalized effective medium resistivity model for low resistivity reservoir YanJie Song1 and XiaoMin Tang1 (1) School of Earth Sciences, Daqing Petroleum Institute, Daqing, 163318, China Received: 23 November 2007 Accepted: 23 April 2008 Published online: 16 July 2008 Abstract With the advancement in oil exploration, producible oil and gas are being found in low resistivity reservoirs, which may otherwise be erroneously thought as water zones from their resistivity. However, the evaluation of low resistivity reservoirs remains difficult from log interpretation. Since low resistivity in hydrocarbon bearing sands can be caused by dispersed clay, laminated shale, conductive matrix grains, microscopic capillary pores and high saline water, a new resistivity model is required for more accurate hydrocarbon saturation prediction for low resistivity formations. Herein, a generalized effective medium resistivity model has been proposed for low resistivity reservoirs, based on experimental measurements on artificial low resistivity shaly sand samples, symmetrical anisotropic effective medium theory for resistivity interpretations, and geneses and conductance mechanisms of low resistivity reservoirs. By analyzing effects of some factors on the proposed model, we show theoretically the model can describe conductance mechanisms of low resistivity reservoirs with five geneses. Also, shale distribution largely affects water saturation predicted by the model. Resistivity index decreases as fraction and conductivity of laminated shale, or fraction of dispersed clay, or conductivity of rock matrix grains increases. Resistivity index decreases as matrix percolation exponent, or percolation rate of capillary bound water increases, and as percolation exponent of capillary bound water, or matrix percolation rate, or free water percolation rate decreases. Rock sample data from low resistivity reservoirs with different geneses and interpretation results for log data show that the proposed model can be applied in low resistivity reservoirs containing high salinity water, dispersed clay, microscopic capillary pores, laminated shale and conductive matrix grains, and thus is considered as a generalized resistivity model for low resistivity reservoir evaluation. Keywords low resistivity reservoir - symmetrical anisotropic effective medium conductance theory - microscopic capillary pores - dispersed clay - laminated shale - conductive matrix grain - generalized resistivity model Supported by the Natural Science Foundation of Heilongjiang Province (Grant No. TE 2005-24) -------------------------------------------------------------------------------- YanJie Song Email: syj1963@263.net References 1. Givens W W. A conductive rock matrix model (CRMM) for the analysis of low-contrast resistivity formations. Log Analyst, 1987, 28(2): 138–151 2. Givens W W, Schmidt E J. A generic electrical conduction model for low-contrast resistivity sandstones. In: SPWLA 29th Annual Logging Symposium, Texas. 1988. 1–25 3. Zeng W C. The types, genesis and evaluation methods for low resistivity oil and gas formations (part I). Geophys Well-logging (in Chinese), 1991, 15(1): 6–12 4. Zeng W C. Analysis of the types, genesis and evaluation methods for low resistivity oil and gas formations (part II). Geophys Well-logging (in Chinese), 1991, 15(2): 88–99 5. Zeng W C. Analysis of the types, genesis and evaluation methods for low resistivity oil and gas formations (part III). Geophys Well-logging (in Chinese), 1991, 15(3): 149–152 6. Xie R H, Feng Q N, Gao J, et al. Mechanism of petrophysical parameter variations in low resistivity oil and gas reservoirs. Chin J Geophys (in Chinese), 2002, 45(1): 139–146 7. Sun J M, Chen G H, Yang Y Z, et al. Low contrast resistivity reservoir evaluation method. Acta Petrol Sinica (in Chinese), 1998, 19(3): 83–88 8. Li H, Li W Z, Zhang J L, et al. The mechanism and identification method of low resistivity reservoir in Zhenglizhuang Oilfield. Well Logging Tech (in Chinese), 2006, 30(1):76–79 9. Ma P S, Zhang X B, Han Y H. Origin analysis & interpretation method of low resistivity oil reservoir in Jiyuan-Baibao zone. Well Logging Tech (in Chinese), 2006, 30(1): 84–87 10. Chen G J, Gao X J, Zhang W M, et al. Identification of low-resistivity oil zone in Daqingzi Oilfield, Jilin. Fault-Block Oil Gas Field (in Chinese), 2006, 13(4): 86–88 11. Jie Y C, Li H L, Song Y H. Orign and interpretation of low resistivity in Nanbaxian Oilfield N2 1–N1 member. Qinghai Petrol (in Chinese), 2006, 24(3): 38–42 12. Zhao L Y, Chen Q H, Liu Q. Recent researches on low resistivity pay zones. PGRE, 2007, 14(1): 22–25 13. Ma L J, Yang H M, Wang Y H, et al. Origin and interpretation of low resistivity in Huatugou Oilfield. Geophys Well-logging (in Chinese), 2007, 31(2): 139–143 14. Archie G E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. Trans, AIME, 1942, 146: 54–62 15. Waxman M H, Smits L J M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Soc Petrol Eng J, 1968, 8(2): 107–122 16. Clavier C, Coates G, Dumanoir J. The theoretical and experimental bases for the “dual water” model for interpretation of shaly sands. In: Society of Petroleum Engineers 52nd Annual Fall Metting, Colorado, 1977. 1–27 17. Clavier C, Coates G, Dumanoir J. The theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Soc Petrol Eng J, 1984, 24(2): 153–168 18. Silva L P, Bassioni Z. A shaly sand conductivity model based on variable equivalent counter-ion conductivity and dual water concepts. In: SPWLA 26th Annual Logging Symposium, Texas, 1985. 1–21 19. Silva L P, Bassioni Z. statistical evaluation of the S-B conductivity model for water-bearing shaly sand. Log Analyst, 1986, 27(3): 9–19 20. Silva L P, Bassioni Z. Hydrocarbon saturation equation in shaly sands According to the S-B conductivity model. SPE Formation Evaluation. 1988, 3(3): 503–509 21. Mo X W, He D H, Li Z B, et al. The application of three-water conduction model in the interpretation of low-resistivity reservoir. J Changchun Univ Sci Tech (in Chinese), 2001, 31(1): 92–94 22. Pan H P, Wang J Y, Fang Z J, et al. Low resistivity oil (gas)-bearing reservoir conductive model-Dual water clay matrix conductive model in the north area of Tarim Basin, Xinjiang, China. Sci China Ser D-Earth Sci, 2001, 31(2): 103–110 23. Berg C R. A simple effective-medium model for water saturation in porous rocks. Geophysics, 1995, 60(4): 1070–1080 24. Berg C R. Effective-medium model for calculating water saturation in shaly sands. Log Analyst, 1996, 37(3): 16–26 25. Song Y J, Lv G Y, Wang C Y, et al. Study of general effective medium HB resistivity model in mixed shaly sands, OGP. 2003, 38(3): 275–280 26. Koelman J M V A, de Kuijper A. An effective medium model for the electric conductivity of an N-component anisotropic percolating mixture. Physica A, 1997, 247: 10–22 27. de Kuijper A, Sandor R K J, Hofman J P, et al. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sand accurately described with the SATORI saturation model. Log Analyst, 1996, 37(5): 22–31 28. Song Y J. Comprehensive research on generalized resistivity models in laminated and dispersed shaly sands. Dissertation for the Doctoral Degree in Engineering (in Chinese). Daqing: Daqing Petroleum Institute, 2006. 1–134 29. Glover P W J, Hole M J, Pous J. A modified Archie’s law for two conducting phases. Earth Planet Sci Lett, 2000, 180: 369–383 30. Waxman M H, Thomas E C. Electrical Conductivities in Shaly Sands-I. The Relations Between Hydrocarbon Saturation and Resistivity Index: II. The Temperature Coefficient of Electrical Conductivity. JPT, 1974, 26(2): 213–225 31. Etnyre L M. Comparative performance of a Dual Water Model equation in laminar shaly sands. In: SPWLA 34th Annual Logging Symposium, Alberta, 1993. 1–25

bne: Взял ксерокс статьи авторов на которых ссылаются (пресловутая модель SATORY) Статья в J.Physics A, но логику авторов мне она не прояснила Смахивает на в лучшем случае на очередную аппроксимацию или заблуждение (хотя три публикации!)

bne: Journal of Physics D: Applied Physics, Volume: 28, Issue: 10, Date: 14 October 1995 , Page: 2037 Approximate determination of surface conductivity in porous media B Nettelblad, B Ahlen, G A Niklasson and R M Holt Dept. of Phys., Chalmers Univ. of Technol., Goteborg, Sweden B Nettelblad, B Ahlen, G A Niklasson and R M Holt We have studied the fluid permeability and the electrical conduction in artificially made impregnated sandstones in order to determine the surface conductivity approximately. The electrical conductivity of the impregnated porous medium is not proportional to the conductivity of the impregnation liquid, but a linear dependence is found which permits us to calculate an electrical formation factor, F, and an intercept with the ordinate axis. We propose that 'Archie's law' for the formation factor's porosity-dependence is composed of two factors: a factor inversely proportional to the porosity and a tortuosity factor. The tortuosity factor is dependent on the grain size distribution of the sandstone. The formation factor has been shown to relate to the permeability, k, in two ways: either as k alpha F-1or as k alpha F-2, where the proportionality factors are different geometrical properties of the porous medium. We also show that it is possible to calculate the surface conductivity from a theoretical relation between the conductivity intercept and the permeability.

bne: Gelius L.J. & Wang Z., 2008. Modelling production caused changes in conductivity for a siliciclastic reservoir: a differential effective medium approach. Geophysical Prospecting 56, 677-691. С 1994 года BEN Geophysical Prospecting на получает Этот журнал с 1994 года в БЕН не поступает Ссылки на содержание выпусков за 2005-2007 год есть в Сельскохозяйственной Библиотеке http://www.cnshb.ru/scripts/sw/cgi_4.exe?PRM=a%3Dhttp%3A%2F%2Fwww.cnshb.ru%2Fartefact3%2Fia%2Fia3.dll%2Clv%3D11%2Cun%3Dakdil%2Cp1%3D%2Cem%3Dc2R%2Cquery%3D%2Cret%3Dhttp%3A%2F%2Fwww.cnshb.ru%2F%2Ccgi%3D%2Fscripts%2Fsw%2Fcgi_4.exe&fstring=Geophysical+Prospecting&CM=q25&REJS=20&%EF%EE%E8%F1%EA.x=15&%EF%EE%E8%F1%EA.y=7 Но журнала, похоже, там нет ;-( Но меня интересует совсем свежая статья: Modelling production caused changes in conductivity for a siliciclastic reservoir: a differential effective medium approach (p 677-691) Leiv-J. Gelius, Zhong Wang Published Online: Jul 8 2008 3:48PM DOI: 10.1111/j.1365-2478.2008.00720.x http://www3.interscience.wiley.com/journal/118492897/home http://www3.interscience.wiley.com/cgi-bin/fulltext/120736900/PDFSTART Modelling production caused changes in conductivity for a siliciclastic reservoir: a differential effective medium approach Leiv-J. Gelius 1* and Zhong Wang 1,2 1 Department of Geosciences, University of Oslo, PO Box 347, 0316 Oslo, Norway , and 2 Norwegian Geotechnical Institute (NGI), PO Box 3930 Ulleval Hageby, 0806 Oslo, Norway Correspondence to *E-mail: gelius@geo.uio.no Copyright © 2008 European Association of Geoscientists & Engineers ABSTRACT Marine controlled-source electromagnetic sounding is a rapidly growing exploration technique that complements the seismic method in case of pore fluid discrimination between water and oil. Further development of the method is foreseen to be within reservoir monitoring involving permanent instrumentation on both seafloor and within wells. Such advanced applications demand a good understanding and description of the electric Earth model to ensure accurate modelling of possible Earth responses as well as successful inversion of measurement data. Based on earlier works carried out within petrophysics and resistivity-logging, an extended effective-medium scheme is derived that can be applied to model reservoir production effects. This rock-physics model has the potential of taking into account the effect of important parameters like grain-shape distribution, grain alignment, shaliness, salinity, saturation, temperature and stress, based on a uniform formulation. It has been calibrated by employing various core sample measurements. The effective-medium scheme can easily be interfaced with an existing standard electromagnetic modelling program and several such examples are presented. -------------------------------------------------------------------------------- Received November 2007, revision accepted March 2008 DIGITAL OBJECT IDENTIFIER (DOI) 10.1111/j.1365-2478.2008.00720.x About DOI И кто же журнал получает в России? Заказ МБА/ЭДД 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2000, Том 48, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2000, Том 48, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2001, Том 49, Номер 1-6 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2001, Том 20, Номер 1-12 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2002, Том 50, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2002, Том 50, Номер 1-6 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 2002, Том 50, Номер 1-5 2521134X (Библиотека Института геофизики им.С.И.Субботина НАН Украины) Год 2001, Том 49, Номер 1-6 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2003, Том 51, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2003, Том 51, Номер 1-6 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 2003, Том 51, Номер 1-5 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2004, Том 52, Номер 1-6 2521134X (Библиотека Института геофизики им.С.И.Субботина НАН Украины) Год 2003, Том 51, Номер 1-6 2521134X (Библиотека Института геофизики им.С.И.Субботина НАН Украины) Год 2004, Том 52, Номер 1-6 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 2004, Том 52, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 1993-1999 1003305X (ЦЕНТР "ЦНТБ нефтяной и газовой промышленности") Год 1993-1997 6253310X (НТБ СибНИИ нефтяной промышленности) Год 1993,1994 18333109 (НТБ НИИморгеофизика) Год 1993,1994 42013097 (Библиотека Казанского государственного университета) Год 1993 19011032 (Библиотека Академии наук России) Год 1993-1996 2521134X (Библиотека Института геофизики им.С.И.Субботина НАН Украины) Год 1993,1999 29011159 (Библиотека Института геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины) Год 1993,1995 29011094 (Львовская научная библиотека им.В.Стефаника НАН Украины) Год 1993 1001103X (Библиотека по естественным наукам РАН ) Год 1993 63011158 (Библиотека Института геологии и геофизики СО РАН) Год 1993-1995 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 1993 10011005 (Всероссийский институт научно-технической информации (ВИНИТИ)) Год 1993-1995,1998 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 1995-1999 10017011 (Российская государственная библиотека) Год 1996,1997 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 2005, Том 53, Номер 4-6 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2005, Том 53, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2005, Том 53, Номер 2-6 10013636 (НТБ Московской государственной академии нефти и газа им.И.М.Губкина) Год 2006, Том 54, Номер 1-6 1902505X (Всероссийская геологическая библиотека ) Год 2006, Том 54, Номер 1-6 63011298 (Библиотека Вычислительного центра СО РАН) Год 2006, Том 54, Номер 1,2,4-6 -------------------------------------------------------------------------------- http://library.gpntb.ru/cgi/irbis64r/62/cgiirbis_64.exe?C21COM=S&I21DBN=RSK&P21DBN=RSK&S21FMT=fullwebr&S21ALL=&FT_REQUEST=Geophysical%20Prospecting&FT_PREFIX=K%3D&Z21ID=&S21COLORTERMS=0&S21STN=1&S21REF=10&S21CNR=20 Благодаря солидарности и любезности коллег смог ознакомиться с публикаций Спасибо

bne: Некоторые расчеты по кирпичикам есть в ранних книгах Дахнова Модель которую предложил Марцовкин и попробовал перенять Сапожников есть и Ionnidis Но нарыл в своих завалах ксероксов статью С.G.Wall 1965 года по той же теме В ней дается ссылка на статью E.Flood (1958 года) в Colston Research Society под названием Structure Properties of Porous Materials p.151-

bne: Общался с Беловым и с Асташкиным Любопытно было обсудить их видение о перераспределении воды после капилляриметра и отличие от классики Келлера Нового не услышал Всё-таки надо разделять стоимость эксперимента в породах разной проницаемости (как к этому уже пришли для разработки) Иначе это не сдвинуть

wam46: Борис Николаевич ! Положил на e-mail лабораторные зависимости для УЭС с фантастическими коэфициентами: Рн = 1,002 Кв -1,хпри R 2=0,9995. Величина х зависит от минерализации насыщающего раствора.

bne: Cпасибо! На ГЕОМОДЕЛИ был интересный доклад И.В.Федорцова по сеноману Спрашивал про различие постановок с Вами Надо IMHO Вам выжимки из Ваших дел печатать

bne: The Effects of Macropores in Heterogeneous Porosity Systems on Electrical Resistivity Behavior Authors: Wisup Bae a; Wonmo Sung b; Sunjun Kim b; Euichan Jeon a Affiliations: a Department of Earth and Environmental Science, Sejong University, Seoul, Korea b Department of Geoenvironmental System Engineering, Hanyang University Seoul, Korea, Seoul, Korea DOI: 10.1080/00908310600651927 Publication Frequency: 20 issues per year Published in: Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, Volume 28, Issue 9 July 2006 , pages 793 - 806 Subjects: Energy & Fuels; Engineering & Technology: Environmental Engineering; Engineering: Environmental Engineering; Formats available: HTML (English) : PDF (English) Previously published as: Energy Sources (0090-8312, 1521-0510) until January 2006 Article Requests: Order Reprints : Request Permissions In order to give pricing details we need to know your country. Please register and/or sign in to identify your country. Sign In Online Sample Abstract To better understand the petrophysical properties, such as electrical resistivity behavior, capillary pressures and displacement behavior, of hydrocarbon bearing carbonate rocks with a macropore system, a porous plate capillary desaturation cell was built. Lucia's carbonate classification was selected to be used in this research. Electrical end effects were minimized by utilizing a four-electrode system. An oil/ water system and a gas/ water system have been studied. The effects of vugularity on the petrophysical properties were evident from the experiments. For a constant porosity, as vugularity increases, cementation exponent (m) and saturation exponent (n) increase systematically. The irreducible water saturation, the capillary pressure curves and the displacement behaviors are also substantially different from homogeneous sandstone experiments. Keywords: capillary pressure; displacement behavior; electric resistivity; macropore; petrophysical properties Статьи, к сожалению, не имею

bne: Коллеги из ТО СУРГУТ НИПИ (Ефимов и Мальшаков) в очередном отчете по подсчету запасов предлагают формулу для сопротивления без концевых эффектов, но с мертвыми зонами (идея была кажется еще у Малыхина и Леонтьева) При этом перенормировка порового объема за мертвые зоны до какой-то степеи избавляет от пресловутого коэффициента A в формуле типа Дахнова-Арчи Но по тому массиву на который они ссылаются это не сильно проходит и к тому же откуда идея, что "мертвая зона" если уж ее и вводить постоянна для вскей выборки?

bne: Вчера общался с коллегами которым заявили, что "a" не может равняться "1" Пришлось вспоминать и Аткинса и Смита и Дахнова (с его идеей уменьшения извилистости) и Бруггемана и Сена Попутно обнаружил нтересные, но закрытые ссылки - сегодня посмотрю детальнее

bne: К сожалению оригинала статьи Бруггемана и статьи Сена в электронном виде мне найти не удалось Ссылки есть в моих разделах книги Элланского (1979) и Элланского+Еникеева (1991) Bruggeman DAG Title Calculation of various physical constants of heterogenous substances II. Dielectricity constants and conductivity of non regular multi crystal systems ANNALEN DER PHYSIK 25 (7): 645-672 Оригинал написан на немецком В этой статье уже получена формула для параметра пористости которую можно записать как пористость в степени -1.5 Потом Низель (кажется 1960) получил аналог для эллипсоидов Независимо для эллипсоидов результат получил я (1971) и потом Сен (1980) Мои ссылки: Еникеев Б.Н. К модели сопротивления многокомпонентной горной породы. Краткие тезисы докладов к Всесоюзной конференции студентов-нефтяников. М.:1971стр.48-51. Еникеев Б.Н. К построению петрофизических зависимостей в гетерогенных средах. М: Бюлл МОИП сер “Геология” Вып. 1, 1973 стр.151-152. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра 1978. Еникеев Б.Н. К проблеме построения моделей удельного электрического сопротивления горных пород (некоторые проблемы теории обобщенной проводимости многокомпонентных смесей). Саратов: СГУ Математические методы в геологии. 1979 стр.70-96. Теперь ссылка на Sen (помню как я его реферировал для ВНИИОЭНГ) Sen P N, Scala C and Cohen M H 1981 A self-similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads Geophysics 46 781–95 Вообще же все формулы для эллипсоидов выводят в точку (1-1) На сходные темы рассуждал и Дахнов (он ошибочно полагал, что при Кп->1 извилистость должна равняться 1) Рассуждения Дахнова есть в частности в его толстой книге (примерно 1971 год) в супере m=m0-Кп*(m0-1) Вообще-же если эллипсоиды двух размеров (сильно отличающегося) возможен фокус с изломом зависимости Раньше других это делал А.С.Семенов ВСЕГЕИ (1947) Точная ссылка есть у Дахнова Потом была известная и популярная на Западе работа Atkins&Smith Atkins, E.R., Smith, G.H., 1961. The significance of particle shape in formation factor porosity relationships. Journal of Petroleum Technology 13, 285—291 Потом была статья у меня с Элланским (вышла она только в 1979 году, пять лет пролежав в редакции) И наконец пара старых обзоров по теме Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра 1978. Дмитриева Т.А., Еникеев Б.Н., Чуринова И.М. Фундаментальные уравнения и неравенства в петрофизике и их сравнительная эффективность в условиях терригенного разреза. Cборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. т.2 Промысловая геофизика. М.: CЭВ 1981 стр.68-77. К сожалению отсканированного из этого у меня ничего нет Из более поздних работ популярны еще две Focke JW and Munn D (1987) Cementation exponents in Middle Eastern carbonate reservoirs. Society of Petroleum Engineers, Formation Evaluation 2:155–161 Jackson PD, Taylor Smith D, and Stanford PN (1978) Resistivity—porosity—particle shape relationships for marine sands. Geophysics 43:1250–1268 Schopper JR (1966) A theoretical investigation of the formation factor/permeability/porosity relationship using a network model. Geophysical Prospecting 14:301–341

ShadowRaven: VCBW (from NMR T1)vs. Deep Resistivity The Intercept @ VCBW=1 Gives Rwb for this Clay at this Temperature For a Clay Change and/or Different Depths, Rwb Varies, but not the Slope For a shale interval (Rockies): VCBW = PHIT and since RT = Rwb / PHIT^m m = 1.0 http://zalil.ru/upload/29568685 http://i056.radikal.ru/1008/89/d4adbd1d9a47.jpg

bne: Информация с файлообменника ZALIL у меня не считывается А картинка красивая

bne: Approximate determination of surface conductivity in porous media B Nettelblad et al 1995 J. Phys. D: Appl. Phys. 28 2037-2045 doi: 10.1088/0022-3727/28/10/007 PDF (757 KB) | References | Articles citing this article B Nettelblad, B Ahlen, G A Niklasson and R M Holt Dept. of Phys., Chalmers Univ. of Technol., Goteborg, Sweden Abstract. We have studied the fluid permeability and the electrical conduction in artificially made impregnated sandstones in order to determine the surface conductivity approximately. The electrical conductivity of the impregnated porous medium is not proportional to the conductivity of the impregnation liquid, but a linear dependence is found which permits us to calculate an electrical formation factor, F, and an intercept with the ordinate axis. We propose that 'Archie's law' for the formation factor's porosity-dependence is composed of two factors: a factor inversely proportional to the porosity and a tortuosity factor. The tortuosity factor is dependent on the grain size distribution of the sandstone. The formation factor has been shown to relate to the permeability, k, in two ways: either as k alpha F-1 or as k alpha F-2, where the proportionality factors are different geometrical properties of the porous medium. We also show that it is possible to calculate the surface conductivity from a theoretical relation between the conductivity intercept and the permeability. Print publication: Issue 10 (14 October 1995) http://www.iop.org/EJ/abstract/0022-3727/28/10/007

bne: On charge accumulation in heterogeneous porous rocks under the influence of an external electric field A. Revil GEOPHYSICS, VOL. 78, NO. 4 (JULY-AUGUST 2013); P. D271–D291, 15 FIGS., 3 TABLES. ABSTRACT Electric polarization is described as the sum of charge accumulations (free charge density) and orientation of polar molecules such as those of bound and free water molecules (bound charge polarization). Charge accumulation in porous materials cannot be described with Ohm’s law alone. Nonequilibrium thermodynamics or the upscaling of the local Nernst-Planck equation imply that the drift of ions in porous media is controlled by the gradient of their electrochemical potentials and not solely by the electric field. In porous media, electrochemical capacitance is at least six to eight orders of magnitude larger than electrostatic capacitance associated with bound charge polarization. In other words, the lowfrequency (<1 kHz) effective permittivity entering Ampère’s law is six to eight orders of magnitude larger than high-frequency dielectric permittivity (measured for instance at 1 GHz). Low-frequency polarization of porous media, with no metallic particles (no electronic conductors and semiconductors) is controlled by polarization of the inner component of the electrical double layer coating the grains. This layer, called the“Stern layer,”plays a strong role in defining the cation exchange capacity of a material. A polarization model based on the polarization of the Stern layer explains a large number of experimental observations and could be used in the interpretation of hydro- and petroleum geophysical measurements ========================================== Интересная IMHO статья Автор, похоже пытается формализовать моменты связанные с ролью неоднородности Надо разбираться

bne: Коллеги обратили внимание, что в МЕТОДИЧЕСКОМ РУКОВОДСТВЕ есть регрессионные формулы не для параметра пористости, а для сопротивления По сути это отрицание теории размерностир и ограничения на возможность перехода между месторождениями

bne: Игры с перколяцией и ОЛР Ссылка на обсуждение статьи Монтерона http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000058-017

bne: Старые публикации по сопротивлению глинистых пород Перегнал в PDF старые статьи для Petrpgloss http://www.petrogloss.narod.ru/LinkNews.html

BNE_MUMBAI: Они по параметру M (при A=1) выделяют типы пород Причем порядкам 10 типов Но и типы то сильно размазаны Причем практически не смотрят на измерения которые уже проделаны

Василий: А почему имено М ? N ведь не менее нестабильный?))) И как кстати они эти типы используют?

BNE_Mumbai: Я общался с их сотрудниками - убедился По объекту действительно меняются структурные коэффициенты Что же касается разделения на M и N и большей изменчивости N то это зависит и от того как проводилась подготовка образцов и как находилось Квс для оценки N

bne: Довольно любопытно как эффект глинистости пытаются объяснить без учета этой глинистости (причем заметно это ввиду связи глинистости и пористости) A Comprehensive Water Saturation Model for Low-Porosity Sandstones, Darrell Hoyer http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/40445hoyer/ndx_hoyer.pdf

bne: 72179-PA DOI What's this? 10.2118/72179-PA Title Effect of Pore-Lining Chlorite on Petrophysical Properties of Low-Resistivity Sandstone Reservoirs Authors Claudine Durand, Etienne Brosse, IFP; Adrian Cerepi, EGID Journal SPE Reservoir Evaluation & Engineering Volume Volume 4, Number 3 Date June 2001 Pages 231-239 Copyright 2001. Society of Petroleum Engineers Language English Preview Summary Chlorite-bearing sandstones usually give low resistivity signals and are thus erroneously identified as nonpay zones, even if they exhibit good preserved porosities at depth. The purpose of this paper is to provide petrophysical and mineralogical laboratory measurements that help improve the log interpretation of these sandstones. The main results were obtained from a selection of reservoir cores. For sandstones having an amount of chlorite between 3 and 11 wt%, they show that the cementation index and saturation exponents (m and n) have values lower than 2, with n frequently around 1.5. These low values have been checked carefully to avoid experimental artifacts. Cationic Exchange Capacities (CEC) and Specific Surface Areas (SSA) both have low values, as expected from the clay structure. The distribution of pore throats is bi- or tri-modal, with a large contribution of microporosity. The interpretation suggested by these results is that the amount and distribution of microporosity associated with pore-lining clay is the key to the chlorite sandstone electrical behavior. The values of CEC or SSA are too low to fully explain the low values of the saturation index n. Use of these low values in log interpretation has the effect of increasing the interpreted oil in place. Advantages of a multidisciplinary approach for better evaluation of such complex argillaceous sandstone reservoirs is highlighted. Introduction Pore-lining chlorite is a variety of authigenic clay that commonly coats the surface of detrital quartz grains in sandstones. As it prevents the subsequent diagenetic precipitation of quartz overgrowths, it can be responsible for the preservation of favorable reservoir properties in deeply buried sediments. On the other hand, its electrical signature is such that the host rock is commonly considered a low-resistivity sandstone. In these sediments, the classical methods used for appraising the water saturation from wireline logs provide overestimated values and can lead to erroneously discarding the sediments as a nonpay zone. Possible causes of the manifestation of low resistivity have been recently summarized1: laminated sands and shales, fresh waters, electronic conduction, fine grains, and internal and superficial microporosity. Pore-lining, chlorite-bearing sandstones belong to the latter group and can be studied at the laboratory scale. The purpose of this paper is to provide petrophysical and mineralogical laboratory measurements that help improve log interpretation. Unraveling the possible causes of such an electrical signature is likely to provide guidelines for interpreting the behavior in other wells. Outline Determining the relationship between the formation factor F (defined as F=R0/Rw), the resistivity index I R (defined as IR=Rt/R 0, and the brine saturation Sw in the formation is at the heart of the interpretation of resistivity measurements that provides access to the amount of hydrocarbons in place. Hence, based on the fact that laboratory data acquired on well-situated samples increases the consistency of the log-data interpretation, F and IR are the most useful petrophysical parameters to acquire in the laboratory for the purpose of Sw appraisal. Details on a dedicated experimental setup will be provided. However, the amount of hydrocarbon calculated depends heavily on the model that is applied to describe the links between electrical measurements and saturation. Several models may be able to explain the behavior induced by pore-lining chlorite in sandstones. Because chlorite is a clay mineral, the models for shaly sands may be applicable. It is thus useful to determine the CEC of the rock as well as of the clay mineral. The texture of the pore lining induces both roughness and microporosity, so that parameters defining the SSA, the pore size, and the pore thresholds radii distribution, are also useful. They can be determined from mercury intrusion porosimetry and Scanning Electron Microscopy (SEM). Because a geochemical study was performed at the same time, the composition and amount of chlorite and other clays in the samples will be used in the discussion to propose an interpretation of the electrical behavior vs. the mineral composition and the rock texture. Experimental Sampling. The samples come from four reservoirs, with different locations and ages. The wells will be referred to as follows: LS1, for Lower Silurian from Libya; S1, for Strunian (Upper Devonian) from Algeria; D1, for Lower Devonian from Algeria; and C1-C5, for Cretaceous from Argentina. More details on the locations cannot be given for proprietary reasons. The first three reservoirs, which will be referred to as Saharian cases, come from a marine depositional environment, the last from a lacustrine basin. The water zones have low Rw (0.01 to 0.04 Щ·m), indicating salty brines (from 60,000 to 300,000 ppm equivalent NaCl). The resistivities of the formations are in the range of 0.3 to 20 Щ·m. Preparation of Samples. Among more than 100 samples, 11 plugs from four reservoirs were chosen for resistivity-index measurements. The plugs (38.1 mm diameter, 40 to 60 mm length) were drilled horizontally, parallel to the bedding. In addition to the geological selection criteria, homogeneity (checked by CT scan) and permeability were also considered. Samples with permeabilities lower than 1 md were discarded. The samples retained have porosities between 15 and 28%, and permeabilities between 1.6 and 648 md. Because the plugs came from very salty reservoirs, they were first cleaned with a relatively low-salinity brine (10 to 20 g/L NaCl), then with ethyl alcohol, isopropyl alcohol, and ethylic alcohol again; they were dried under a primary vacuum and dried in an oven at 60°C. Some of the cores that had not been processed previously for k and ц measurements were cleaned with dichloromethane in between water and alcohols. They were then vacuum-saturated with brine, and the brine was flushed at high flow to ensure a good saturation. Additional characterizations (SEM, mercury intrusion porosimetry) were performed on chips located as close to the plugs as possible. These chips were cleaned with fresh water and Soxhlet extraction with dichloromethane. CEC and SSA determinations were performed on gently disaggregated chips close to the former ones to avoid the creation of extra surfaces.

bne: Просчитал параметр "П" по трем коллекциям образцов и оценил его связи

bne: Numerical simulation of rock electrical properties based on digital cores Applied Geophysics Chinese Geophysical Society ISSN 1672-7975 (Print) 1993-0658 (Online) Номер Volume 6, Number 1 / Март 2009 г. DOI 10.1007/s11770-009-0001-6 pp. 1-7 Subject Collection Наука о Земле и окружающей среде SpringerLink 14 марта 2009 г. Xuefeng Liu1 , Jianmeng Sun1 and Haitao Wang1 (1) College of Geo-resource and Information, China University of Petroleum, Dongying, 257061, China Received: 31 August 2008 Revised: 16 October 2008 Published online: 14 March 2009 Abstract In this paper, we obtained three dimensional digital cores using X-ray CT to describe the rock microstructure and applied the open morphology algorithm to simulate oil and formation water distribution in the pore space at different water saturations during the oil-displacing water flood process. The resistivity, formation factor, and resistivity index of rocks were calculated using the finite element method (FEM) and we studied the effect of rock wettability on electrical properties. The numerical simulation results indicate that the simulated formation factor and resistivity index of the water wet rock agrees well with experiments over the whole range of water saturation and extends the traditional resistivity experiment. The rock wettablilty has a large influence on the rock resistivity index. The resistivity and saturation exponent of oil wet rock are obviously larger than three of water wet rock. Keyword digital core - morphology - wettability - resistivity index The paper is sponsored by NSFC (Grant No. 40574030) and CNPC research project (Grant No. 06A30102). Liu Xuefeng received his bachelor degree in physics from Qufu Normal University in 2001. He is currently a doctoral candidate majoring in Geological Resource and Geological Engineering at the China University of Petroleum (East China). His research interests are numerical simulation of petrolphysics.

bne: По ссылке из книги Luthi нашнел тезисы (вроде это все) Luthi год был от Schlumberger в Бразилии Картинка есть в книге Luthi Revista Brasileira de Geofísica Print version ISSN 0102-261X Rev. Bras. Geof. vol.16 n.1 São Paulo Mar. 1998 doi: 10.1590/S0102-261X1998000100013 Reinterpretação de reservatórios de hidrocarbonetos associados à águas de baixa salinidade, no campo de pilar, na bacia Sergipe (Alagoas) Negrão, D. S. de O. Dissertação de Mestrado em Geofísica Data de Aprovação: 14.01.1993 (Aplicada/CG/UFPA) Orientador: Stefan Moritz Luthi Desenvolveu-se neste trabalho nova metodologia para a avaliação de arenitos arcósicos associados à águas de baixa salinidade, a partir de ajustes de diversos modelos à medidas de resistividade realizadas em amostras destes reservatórios, com saturação de água variando entre 100 e a saturação irredutível. Como resultado desse processo, conclui-se que as resistividades aparentemente baixas e o pouco contraste entre zonas portadoras de hidrocarbonetos e portadoras de água, observadas nos perfis geofísicos, são devidos à ocorrência de condutância superficial, cuja magnitude independe da saturação de água livre nos poros. Mostra-se que os modelos de Archie e o de Waxman & Smits são inadequados para a avaliação desses reservatórios, e que as equações de Sen, Goode & Sibbit, de Schwartz & Sen e a de Patnode & Wyllie, por conterem um termo adicional independente da saturação de água, ajustam-se satisfatoriamente aos dados de resistividade obtidos em laboratório. O modelo de Sen, Goode & Sibbit e o de Schwartz & Sen, por basearem-se no princípio da "dupla camada elétrica", necessitam do conhecimento da concentração dos cátions absorvidos na superfície do sólido, no contato sólido-líquido (Qv), o que inviabiliza a utilização prática destas equações. Em função disso, desenvolveu-se uma equação para a determinação da condutância superficial a partir de medidas do fator de formação e da condutividade do eletrólito, que pode ser aplicada aos perfis geofísicos, e possibilita a aplicação da equação de Patnode & Wyllie na avaliação desses arenitos. Apresenta-se também uma outra alternativa para a quantificação dos fluidos desses arenitos, baseada em uma relação direta entre a saturação de água e o índice de resistividade, obtida de uma regressão polinomial do segundo grau aplicada aos dados de laboratório, que introduzida aos perfis geofísicos mostrou resultados bastante coerentes com o histórico de produção do campo. ABSTRACT Reinterpretation of fresh water bearing reservoirs, pilar field, Sergipe-Alagoas basin, Brazil - A methodology for quantitative evaluation of fresh water bearing arcosic sandstones in the Pilar field was developed, based on a fit of several models to resistivity measurements on samples, for which the water saturation was varied from 100% to irreducible. The results suggest that the apparent low resistivities and the low contrast between hydrocarbon-bearing zones and water-bearing zones, are due to a surface conductance term which is independent of the free water saturation in the pores. The Archie's model and the Waman & Smits' model are inadequate for this kind of reservoirs. On the other hand, the models of Sen, Goode & Sibbit, Schwartz & Sen and Patnode & Wiyllie show a good fit to the laboratory data.The models of Sen, Goode & Sibbit as well as Schwartz & Sen are not practical to apply because there is, at present, no way of determining the cation concentration Q from well logs. Therefore an equation to determine the surface conductance from logs was developed, which allows application of Patnode & Wyllie's model for evaluating these sandstones. Another alternative to quantify the fluids in these reservoirs is based on a second degree polynomial fit between the water saturation and the resistivity index. The application of this relationship on the field logs shows very good results which are coherent with the field's production history. http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0102-261X1998000100013

bne: Параметр пористости чистой (неглинистой породы) при прочих равных условиях не должен зависеть от медианного размера зерен Это (как и аналогичный эффект с пористостью) может быть следствием нарушения правил подобия В частности таким нарушением является изменение структуры или появление проводящего глинистого материала В этом смысле данные о связи параметра ористости и среднего диаметра зерен породы (Glover GEOPHYSICS,VOL. 74, NO. 1 JANUARY-FEBRUARY 2009; P. E17–E29, 9 FIGS., 1TABLE.) являются следствием связи среднего диаметра этих зерен и глинистости Во всяком случая я убежден именно в этом

bne_mumbai2: HAGO ALI HAGO APPLICATION OF ELECTRICAL RESISTIVITY METHOD IN QUANTITATIVE ASSESSMENT OF GROUNDWATER RESERVE OF UNCONFINED AQUIFER http://www.acgeo.com/Geophysics/Electric/HagoMSc.pdf Нагуглил нечаянно Google выводит на эмпирические данные о пористости = сопротивлении и продуктивности Гидрогеология

bne_mumbai2: Google нашел работу о связи "M" и формы капиллярок Есть проблемы со скачиванием из Оклахомы

bne: Ссылку поместил в "Каминном зале"

bne_mumbai2: Estimation of clay content in soil based on resistivity modelling and laboratory measurements Authors: Vladimir Shevnin, Aleksandr Mousatov, Albert Ryjov, Omar Delgado-Rodriquez Journal name: Geophysical Prospecting Issue: Vol 55, No. 2, March 2007, pp. 265-275 Received: April 2004 Revision accepted: August 2006 Language: English Info: Article, PDF (263.80 KB) Summary The determination of clay content in near-surface formations is crucial for geotechnical, hydrogeological and oil-contamination studies. We have developed a technique for estimating clay content that consists of the minimization of the difference between the theoretically calculated and measured soil resistivities as a function of water salinity. To calculate the resistivity, we used a model that takes into account the electrochemical processes in the clay micropores. The experimental measurements of soil resistivity were performed on soil samples, completely saturated by brines at different concentrations of NaCl salt in the range 0.6–100 g/l, to obtain the resistivity versus salinity curve. The parameters obtained with this curve inversion are the clay content, the total porosity and the cation exchange capacity. To verify the new technique, we determined clay concentrations of artificial mixtures of calibrated sand and clay. The relative mean error in the clay content does not exceed 20% for a 5% fitting error of the resistivity versus salinity curves. Such evaluations allow the correct separation of the main lithological groups (sand, sandy loam, loam, and light, medium and heavy clay). We applied this technique to estimate the petrophysical parameters of soils (clay content, porosity and cation exchange capacity) at various sites in Mexico. The results improved the interpretation of the vertical electrical soundings, the lithological soil characterization and the delineation of oil-contaminated areas.

bne_mumbai2: Вое один из авторов знаком, даже виделись и ни одной ссылки на людей из губкинского (ни на Вендельштейна ни на Элланского) На этом фоне о себе я просто промолчу Впрочем Дворкинпросто передирал высказанное Кобрановой и молчал Неужто МГУ именно такое отношение к цитированию и воспитывает? Искренне удивлен

bne_mumbai2: Зная что этими же вопросами занималась кафедра грунтоведения МГУ (включая и Р.И.Злочевскую, а потом Королева) коллеги и про них умудрились забыть.... Неужто заграница так память отбивает? Или ссылка на российские работы убавляет популрность у рецензентов? Искренне удилен

bne: Argaud, M., Giouse, H., Straley, C., Tomanic, J., andWinkler, K., 1989: “Salinity and saturation effects on shaly sandstone conductivity” (SPE paper 19577) ========================= The Effects of Macropores in Heterogeneous Porosity Systems on Electrical Resistivity Behavior Authors: Wisup Bae a; Wonmo Sung b; Sunjun Kim b;Euichan Jeon a Affiliations: a Department of Earth and Environmental Science, Sejong University, Seoul, Korea b Department of Geoenvironmental System Engineering, Hanyang University Seoul, Korea, Seoul, Korea DOI: 10.1080/00908310600651927 Publication Frequency: 20 issues per year Published in: Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, Volume 28, Issue 9 July 2006 , pages 793 - 806 Subjects: Alternative & Renewable Energy Industries; Environmental Engineering; Gas Industries; Petroleum & Oil Industries; Formats available: HTML (English) : PDF (English) Previously published as: Energy Sources (0090-8312, 1521-0510) until January 2006 Article Requests: Order Reprints : Request Permissions Single Article Purchase: US$37.00 - buy now add to cart [ show other buying options ] purchase type customer type online access payment method price Single Article Purchase Any 3 days, 1 user, 3 cookies credit card US$37.00 buy now add to cart Issue Purchase Any permanent credit card US$230.59 buy now add to cart If you would like to pay in any other currency please see the purchasing help pages for more information. If you are an agent wanting to subscribe on behalf of your customer please contact our subscriptions department on the following email address: subscriptions@tandf.co.uk Sign In Online Sample View Article: View Article (PDF) View Article (HTML) Abstract To better understand the petrophysical properties, such as electrical resistivity behavior, capillary pressures and displacement behavior, of hydrocarbon bearing carbonate rocks with a macropore system, a porous plate capillary desaturation cell was built. Lucia's carbonate classification was selected to be used in this research. Electrical end effects were minimized by utilizing a four-electrode system. An oil/ water system and a gas/ water system have been studied. The effects of vugularity on the petrophysical properties were evident from the experiments. For a constant porosity, as vugularity increases, cementation exponent (m) and saturation exponent (n) increase systematically. The irreducible water saturation, the capillary pressure curves and the displacement behaviors are also substantially different from homogeneous sandstone experiments. Keywords: capillary pressure; displacement behavior; electric resistivity; macropore; petrophysical properties http://www.informaworld.com/smpp/content~content=a748873321&db=all

bne: Один из коллег по Форуму поделился первой статьей Надо закруглить тезисы про "70 лет уравнению Дахнова-Арчи" (на конференцию памяти Кобрановой) и потому она важна Правда в 2 страницы мало что связно можно поместить, поэтому больше она пригодиться для статьи во ВНИИОЭНГ

bne: Многолетняя борьба с коэффициентом "а" не равном 1 вполне бессмысленна Статистическое уравнение (в отличии от фундаментального) не обязано подчиняться особенностями выборки по котрой оно построено Факт известный, но часто игнорируемый А вот почему нередко a<>1 притом уравнение нередко очень неплохо экстраполируется в точку с пористостью порядка 0.40 - 0.6 надо понять Только только вот аргументация в духе вложения (Atkinson, Дахнов) представляется мне тупиковой

bne: Approximate determination of surface conductivity in porous media Author B Nettelblad , B Ahlen , G A Niklasson and R M Holt Affiliations Dept. of Phys., Chalmers Univ. of Technol., Goteborg, Sweden Journal Journal of Physics D: Applied Physics Create an alert RSS this journal Issue Volume 28, Number 10 Citation B Nettelblad et al 1995 J. Phys. D: Appl. Phys. 28 2037 doi: 10.1088/0022-3727/28/10/007 Article References Cited By Tag this article Full text PDF (757 KB) Abstract We have studied the fluid permeability and the electrical conduction in artificially made impregnated sandstones in order to determine the surface conductivity approximately. The electrical conductivity of the impregnated porous medium is not proportional to the conductivity of the impregnation liquid, but a linear dependence is found which permits us to calculate an electrical formation factor, F, and an intercept with the ordinate axis. We propose that 'Archie's law' for the formation factor's porosity-dependence is composed of two factors: a factor inversely proportional to the porosity and a tortuosity factor. The tortuosity factor is dependent on the grain size distribution of the sandstone. The formation factor has been shown to relate to the permeability, k, in two ways: either as k alpha F-1 or as k alpha F-2, where the proportionality factors are different geometrical properties of the porous medium. We also show that it is possible to calculate the surface conductivity from a theoretical relation between the conductivity intercept and the permeability.

bne: Investigation into the change of the porosity parameter during transition from laboratory to reservoir conditions R. A. Khamidullin1 , G. A. Kalmykov1 , D. V. Korost1 and D. A. Astashkin2 (1) Department of Geology and Geochemistry of Fossil Fuels, Faculty of Geology, Moscow State University, Moscow, 119991, Russia (2) All-Russia Research Institute of Geology and Petroleum (VNIGNI), Moscow, 105819, Russia Received: 17 November 2008 Published online: 28 June 2009 Abstract The purpose of the investigation is to reveal the dependences of P p = f(C p) on reservoir conditions and the lithological composition of rocks. The samples were studied using a set of lithological-petrographic investigations. To obtain the dependences on thermobaric conditions, 90 samples of different porosities (C p) of 15, 20, and 25% were collected. As a result, the general pattern of the change in the rock resistivity during the transition from atmospheric conditions of measuring to reservoir conditions was established. Dependences of porosity parameter P p on porosity coefficient C p were obtained for three values of formation water salinity and three reservoir conditions. The measurement errors of the porosity parameter P p were calculated using dependences obtained under atmospheric conditions. Key words porosity coefficient - porosity parameter - dependence - reservoir conditions - formation water salinity - specific electric resistivity Original Russian Text © R.A. Khamidullin, G.A. Kalmykov, D.V. Korost, D.A. Astashkin, 2009, published in Vestnik Moskovskogo Universiteta. Geologiya, 2009, No. 3, pp. 55–58. ====================== Поймал статью поиском в Google по Дахнов-Арчи

bne: ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Алияров Р.Ю. Azerbaijan (Shah-Deniz) Ltd. SOCAR raliyarov@az.shah-deniz.com Лунина В.Н.,Рамазанов Р.А. Институт геологии НАН Азейрбаджана rizvan_ramazanov@yahoo.com Проведен анализ зависимости извилистости от основных петрофизических характеристик пород-коллекторов Южно-Каспийской впадины на основании результатов экспериментальных исследований и получена аналитическая модель оценки изменения удельного электрического сопротивления пород в процессе разработки. Ключевые слова: сопротивление, извилистость, структурный коэффициент (m), структурный коэффициент (n) http://www.ogbus.ru/authors/Aliyarov/Aliyarov_1.pdf Рассуждения о связи M и N и извилистости Есть эмпирические данные в форме графиков БНЕ

viking23: Я так и не понял. автор сначала выводил теорию, а потом ставил эмпирические результаты на график, или от результатов двигался к выводам. 1) как мне кажется, то что автор называет извилистость ( у него электрической извилистостью), не совпадает физическим понятием- длиной искривленной поверхности пор. 2) направление течения жидкости и градиента электромагнитного поля различны. не раскрыта роль сжимаемости нефти%)

bne: Извилистость в ее традиционном пониманиии и на нынешнем уровне развития теории понятие скорее интуитивно-образное и потому скорее вредное чем полезное Об этом и покойный Вендельштейн говорил Многие явления в решетчатой модели ей не описываются В этой связи много полезного было у Fatt и Schopper (хоть это и давние работы) Про различие электриченской и гидродинамической - безусловно! А про роль сжимаемости флюидов я просто и не думал (считал и считаю пока что это явления менее значимые)

viking23: (0, 6 — 1, 8) ×10-4, 1/ат., довольно высок- выше чем у пород.

bne: Я понимаю. Там и газовый фактор существенен Интуитивно в сейсмоэлектирическом эффекте и это должно бы работать (на неколторых частотах)

viking23: А вот ГИК только недавно писал, что они тоже рассчитывали по разности сжатия флюидов определять степень насыщенности. Но вроде у них это не выстрелило, якобы в декрементах получилась не большая разница, и для их условий измерения было сложно это определить. Могу скинуть ссылки(это книга история ИНГГ СО РАН).

bne: Некто Севастьянов с женой http://mae.nmsu.edu/~igor/2010/tortuosity.pdf А вроде начитанная публика ;-) Зачем им таким путем увеличивать число публикаций?

Mikhail Markov: А почему из Мексики? Игорь Севастьянов - американский профессор, если город называется Нью-Мехико, то это потому, что американцы половину территории Мексики оттяпали, включая Техас.

bne: Думал Ваш сосед ;-) Первая реакция была ошибочной В вечном цейтноте и набрел то случайно (хотя раньше встречал вроде бы) Но насколько я понял он играет в основном с трещинами и задачей Герца Параллели он берет оттуда из этой модели

shkiper2012: есть некоторая "проблема" - карбонатный разрез - сопротивление в худших с точки зрения пористоти коллекторах (то есть более уплотннёных) ниже чем в лучших (опять таки с точки зрения пористости ) коллекторах . получается что расчётный КН в худших коллекторах более низкий , по какой бы зависимости не считай . геологи задают резонный вопрос - " так что получается худшие коллектора обводняются более интенсивно чем лучшие коллектора?" вроде бы должно быть наоборот... кто нибудь сталкивался с такой проблемкой ? или это так и должно быть .

bne: 1) Сопротивление воды и фильтрата 2) Содержание связанной воды в худших коллекторах 3) Сопротивление глин Пожалуйста зарегистрируйтесь - иначе вопрос попадает в ПРЕДМОДЕРАЦИЮ (это не моя задумка - так сделано), а проверять ее регулярно надоедает

bne: Возможна трещиноватость и более интенсивная в более плотных пластах

bne: Оказывается в Омском пединституте есть лаборатория в которой активно занимаются темой диэлектрической проницаемости почв И даже диссертации по теме защищают Они работают в связи с коллективом Эпова Жаль, что не вижу организационных ходов для общения с ПП Бобровым и его коллегами

viking23: В известной формуле Арчи, от сопротивления зависят три величины. Интересует пористость и нефтенасыщненность. Мне сказали для набора данных одного коллектора, строят график зависимости сопротивления по керну и определяют степень зависимости(для Soil). Но образцы, то должны быть иметь с равную пористость. Как делают в реальной жизни? Вносят поправки по пористости?

БНЕ_Home: Но наверное он уже снят ;-) Иногда в реальной жизни строят зависимость сразу от влажности Иногда (чаще) вначале от пористости Но в обеих случаях могут играть роль статистические причуды выборки

viking23: Предполагается что пласт однородный. И для выборки образцов с разной пористостью, мерится сопротивление. Но вот незадача, если пористость у данного коллектора везде одинакова, то получается, что зависимость от пористости не будет построена либо будет не точна. вот о чем речь..

bne: Получил, наконец, наш сборник трудов из Краснодара http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000123-000 В нем есть и статья младшего Шнурмана (Игоря Гениевича) В ней он изучает модели Waxman-Smiths, Элланского, Афанасьева Оптимизма по результатам сравнений IMHO не высказывает Есть и таблица данных (Чокракские отложения Западно-Кубанского прогиба), что мне крайне импонирует! Оцифровывать пока было некогда но два момента вроде видны 1) Не видно устойчивой связи Кгл и Кал (что я всегда видел по Западной Сибири и не только) 2) Модели ВС и ММ (Элланского) для сопротивления очень близки в его случае (что и не удивительно - настраивались по одной коллекции регрессиями)

bne: Awad A. Omran1 A COMPARATIVE STUDY FOR THE WATER SATURATION CALCULATION MODELS APPLIED TO HAMMAM FARAUN SANDSTONE, RAS SHUKHEIR, GULF OF SUEZ, EGYPT 1: Professor of Geophysics, Geology Department, Assiut University, Egypt Geology Dept., Faculty of Science, Assiut University, 71516 Assiut, Egypt Email: awaomran@Yahoo.com ABSTRACT The water saturation (Sw) of a reservoir is the main target for the log analyst and the reservoir engineer. Although, the numerous existing water saturation calculation models, there is no single model that can be universally used for all reservoir conditions. The present study aims at determining the most favorable and realistic water saturation model(s) to be utilized in Hammam Faraun sandstone reservoir, of the Lower Miocene age, in Ras Shukheir field, Gulf of Suez. The well logging data from four producing wells, namely, SH#1, SH#2, SH#3 and SH#5 were used for zone-wise determination of the water saturation and petrophysical parameters including porosity, permeability, shale content and formation water resistivity for the selected reservoir. The water saturation was particularly calculated by applying a number of the most common models for clean and shaly reservoir rocks using a specially designed PC program. The obtained water saturation results have been subjected to a comparative study considering the petrophysical parameters. In view of that, the combined use of Hingle and Pickett models seems a powerful procedure to get reliable water saturation values in clean zones for the studied reservoir. However, in shaly zones, the Fertl & Hammack model gives reasonable values of water saturation, which can be correlated with Simandoux, Bardon & Pied, Hossin, Clavier et al. (Dual Water), Schlumberger, Poupon & Leveaux and Nigerian models. The advantage of Fertl & Hammack model is that, it used actual resistivity value of the shale in site and not the adjacent shale bed resistivity and is much easily to handle. The hydrocarbon saturation (Sh) in Hammam Faraun reservoir could be accordingly evaluated in the four wells. Obtainable results were graphically represented and have been confirmed from the data of the drilled stem and production tests as well as the water and core analyses. Keywords: Well logs, reservoir, water saturation, petrophysical parameters, Gulf of Suez Полный текст легко найти по Google

bne: WenZheng Yue and Guo Tao Numerical experiments for the conductive properties of saturated rock Science in China Series D: Earth Sciences Volume 51, Supplement 2, 174-180, DOI: 10.1007/s11430-008-6006-9 Abstract The reservoir evaluation as a key technology in oil exploration and production is based on the electrical transport property (ETP) of saturated rock that is described in a mathematical form with Arhcie s equation. But there have been increasing cases observed in many researches indicating that the ETP is non-Archie especially for the complex reservoir with low porosity and permeability. In this paper, the numerical experiments based on the Lattice Boltzmann method (LBM) have been employed to study the effect of porous structure and fluids on the ETP for revealing the nature of non-Archie phenomenon in micro-scale. The results of numerical experiments have proved that the saturation exponent n is a function of water saturation and porosity instead of being a constant in Archie’s equation. And then, a new formula has been developed for the EPT through combining the result of numerical simulation with that of laboratory measurements. The calculations from the new formula show very good agreement with laboratory measurements to demonstrate the efficiency of the new formula over the conventional methods in non-Archie rock. Keywords electrical transport property - non-Archie phenomenon - fluid saturation - porous media - Lattice Boltzmann method Supported by the National Natural Science Foundation of China (Grant Nos. 50404001 and 50374048), and the National Key Fundamental R&D Project (Grant No. 2007CB209601), also by the China National Petroleum Cooperation Fundamental Research Program (Grant No. 06A30102) References Archie G E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. Trans Am Inst Mech Eng, 1942, 146: 54–61 Li N. Generalization of the resistivity-porosity and resistivity-oil gas saturation relations, as well as the determination of their optimism approximation function. Chin J Geophys (Acta Geophys Sin) (in Chinese), 1989, 32(5): 580–591 Jing X D, Gillespie A, Trewin B M. Resistivity index from non-equilibrium measurements using detailed in-situ saturation monitoring. In: SPE Offshore European Conference, Aberdeen, 1993. 456–464 Al-kaabi A U, Mimoune K, Al-Yousef H Y. Effects of hysteresis on the Archie saturation exponent. In: SPE Middle East Oil Conference and Exhibition, Manama, 1997. 497–503 Li Z B, Mo X W. Study on the electric property of Shaly sand and its interpretation method. J Geosci Res Northeast Asia, 1999, 2(1): 110–114 Xie R H, Gao G Z, Feng Q N, et al. Wettability forecast of reservoirs using log data. Well Log Tech (in Chinese), 2002, 26(4): 265–268 Suman R J, Knight R J. Effects of pore structure and wettability on the electrical resistivity of partially saturated rocks—A network study. Geophysics, 1997, 62(4): 1151–1162 Stalheim S O, Eidesmo T, Rueslatten H. Influence of wettability on water saturation modeling. J Petro Sci Eng, 1999, 24: 243–253 Man H N, Jing X D. Network modeling of strong and intermediate wettability on electrical resistivity and capillary pressure. Adv Water Res, 2001, 24: 345–363 Man H N, Jing X D. Network modeling of mixed-wettability on electrical resistivity, capillary pressure and wettability indices. J Petro Sci Eng, 2002, 33: 101–122 Ma B, Lei S Y, Hao J P, et al. Simulation of fluid flow in micro-channel by lattice Boltzmann method. J Guangxi Norm Univ (Nat Sci Ed) (in Chinese), 2003, 21(2): 20–24 Yue W Z. Electrical transport properties of fluids saturated porous media by 2D lattice gas automation (in Chinese). Dissertation for the Doctoral Degree. Beijing: School of Earth Resources and Information Technology, University of Petroleum, 2003 Shi W P, Hu S X, Yan G W. A lattice Boltzmann equation method for the shallow water wave equations. Chin J Theor Appl Mech (in Chinese), 1997, 29(5): 525–529 Norman M, Tommaso T, Gerard V. Cellular-automata supercomputers for fluid-dynamic modeling. Phys Rev Lett, 1986, 56: 1694–1696 McNamara G R, Zanetti G. Use of the Boltzmann equation to simulation lattice gas automata. Phys Rev Lett, 1988, 61: 2332–2335 Hignera F J, Jimenez J. Boltzmann approach to lattice gas simulation. Europhys Lett, 1989, 9: 663–668 Chen H, Chen S, Matthaeus W H. Recovery of the Navier-Stokes equation using a lattice gas boltzmann method. Phys Rev A, 1991, 45: 5339–5342 Qian Y H, D Humieres D, Lallemand P. Lattice BGK model for Navier-Stokes equation. Europhys Lett, 1992, 17: 479–484 Langaas K, Grubert D. Lattice Boltzmann simulation of wetting and its application to disproportionate permeability reducing gel. J Petro Sci Eng, 1999, 24: 199–211 Dardis O, McCloskey J. Lattice Boltzmann scheme with real numbered solid density for the simulation of flow in poros media. Phys Rev E, 1998, 57(4): 4834–4837 Orlandini E, Swift M R, Yeomans J M. A Lattice Boltzmann model of binary fluid mixtures. Europhys Lett, 1995, 32(5): 463–465 Sprunt E S, Desal K P, Coles M E, et al. CT-scan-monitored electrical resistivity measurements show problems achieving homogeneous saturation. SPE Form Eval, 1991, 6: 134–140 Raiga-Clemenceau J, Fraisse C, Grosjean Y. The dual porosity model, a newly developed interpretation method for shaly sands. In: SPWLA 25th Annual Logging Symposium, New Orleans, 1984. Paper F

bne: Таки надо статью по докладу написать Наверное кроме модельных и эмпирических нужна вторая ось для разных типов модельных и нужны смешенные Отдельно в модельных можно выделять гомогенные и гетерогенные А в эмпирических можно выделить как минимум три типа (кусочно линейные, регрессионные, с аппроксимацией M и N)

bne: Похоже, что надо последовательно различать слой формальной расчетной модели и слой интерпретации ее переменных и коэффициентов Притом что различать надо - не новость Просто надо делать это в статье про 70-Д-А

bne: http://www.clays.org/journal/archive/volume%205/5-1-61.pdf

bne: Фрагмент из моего ответного письма В принципе тема очень давняя и фокус тут для петрофизики IMHO в различии применяемых и обычно известных соотношений и в их интерпретации То есть IMHO несколько моментов 1) Найти со ссылкой 2) Указать интерпретацию параметров 3) Указать ограничения Первые публикации на русском (1953) были у Нечая (ГрозНИИ) и там же и расчеты в рамках параллельного соединения Потом (1962-68) шла серия работ Горюнова (ВНИГРИ), который в итоге показал, что так считать (не учитывая искривлений силовых линий) некорректно Первая работа (1964) с попыткой формально описать систему трещины-каверны-поры была у Басина-Бермана-Неймана (там применялась формула Максвелла) Существовала работа Ильясова с экспериментом (на мой вкус не очень корректным) Я также писал про эти дела (в связи с обобщение формулы Максвелла еще в 1973 году), но меня больше интересовала тема опреснения блоков и его влияние на результаты (известна такая штука как фактор времени) Мной в этой связи вводилась во включение обкладка с иной проводимостью (тема в принципе давняя) Кажется про что-то из этого было и в книге с ММ, если он не выбросил В игры с углами наколна и укладками я не вступал, считая это дело безнадежным В этом плане все изыски Агуилеры от России сильно отстают Отдельная тема - книга Ромма В последние десятилетия актуализировалась (в связи с FMI) тема неравноправности систем трещин (горизонтальные залечиваются) В этой связи интересен коэффициент анизотропии (по сопротивлению его почти нет, но по проницаемости данных полно и часто он очень велик) И еще Если речь идет о регулярной системе включений корректнее IMHO работать с недавним точным решением обобщающим работы Релея (я такую попытку планирую предпринять при случае)

bne: Заголовок: Модель Dual Water Ro=Rv*Rvb/(PHIT^m*(Sb*Rv+(1-Sb)*Rvb)) SWw =(Ro/RILD)^(1/n) Sb=Cгл*Rvb/PHIT Очень много вопросов по этой модели. Sb- это объем воды двойного слоя? Rvb- это сопративление двойного слоя? (перенесено из другого топика)

bne: Dual Water создавалась как ответ на Waxman Smith Нечто подобное предлагали и Вендельштейн и Вендельштейн-Элланский (есть статьи на http://www.PetroGloss.narod.ru ) Фокус в том что исходно модель эта опиралась на использование емкости обмена и тестировалась по данным Waxman Smith Применение ее с Кгл эмпирически не обосновано вообще В остальном Вы правы

Василий: Почему эмпирически не обосновано? ведь двойной слой должен быть связан с активностью поверхности - тоесть с глинистостью? Вот ещё вопрос: Использование в уравнении общей пористости случайно не говорит о том, что жестко связанная молекулярная вода глин участвует в модели как вода двойного слоя? т.е Sb в этой модели = объему двойного слоя + объему молекул в глинистой структуре.

bne: Емкость обмена нелинейна связана с глинистостью (меняется и тип глинистого материала и поверхность) Более того Dual Water даже на том маленьком материале на котором тестировалась не работает при высокой емкости обмена Авторы там гипотезы экранирования изобретают

Василий: А что насчет общей пористости? Как обосновывается применение именно общей пористости а не открытой?

bne: Закрытую вообще мало кто использует А эти друзья всю пористость делят на два типа - открытую и заполненную "bound water"

Василий: Что же тогда делать? Как тогда Sb верно расчитать хотябы в этом уравнении? Нельзя же её осаточной воде приравнивать в самом деле или можно?

bne: Варианты 1) Отчет защитить 2) Разобраться 3) Сам не знаю Если 1) то в принципе зависит от оппонентов Может проще всего считать как делают Schlumberger

Василий: Задача такая - сделать правельный расчет Кнг, с более менее вменяемым обоснованием. Можно конечно и как Шлюмы сделать. Но тут есть 1 принципиальная вещь: Они определеяют Sb следующим образом Sb=Cгл*Phi_density_shale/Phit т.е Сгл- весовя глинистость Phi_density_shale- открытая пористость глин по плотностному каротажу. Phit- Общая пористость т.е. получается определяется объем рыхлосязаной воды глин (физически связаная вода). Но вызывает удивление константа Rwb= 0.05. Тоесть получается минерализация у глин очень высокая. Причем обоснование этих 0.05 более чем условное, типа подгоняли под керн(???). Условия залегания такие: глубина 200 - 300м -мел-юра (состав глин смепшаный), Rw=0.125Омм. Тут наиболее логиным выглядет, значительно более пресная физически связанная вода. Хотел использовать 0,22-0,25 (по Элланскому). Но у него уж больно мудренно все, осбенно определение объема двойного слоя, т.е. получается ссылаясь на Элланского в Rwb имею ли я право использовать эту константу для Sb определяемого Шлюмами? П.С. И ещё при такой постановке вопроса Sb определяет физически связанную воду только лишь глин но никак не двойного слоя которй адсорбируется на неглинистой части скилета, т.к. если Cгл=0, физически связанной воды получается ваобще нет ( тоесть с Элланским ваобще паралель нарушается), а отсюда вытекает вопрос какже правельно для этой "двойной воды" определелить Sb и Rwb .

bne: Если подходить прагматически и не абсолютизировать то надо знать следующее 1) В районе 0.2-0.3 омм действительно практически все находят особую точку и на это можно ориентироваться 2) При глинистости выше 0.05 и Rw>0.1 можно спокойно забыть про долю двойного слоя не связанную с глинами Еще одна рекомендация 3) Посмотрите синтетику (при распределение Кп м Квс) получается ли по формуле распределение Rt И последнее 4) Вообще же на Вашем месте (раз большой объект и высокая пористость) я бы требовал измерений (с десяток не меньше) на связанной воде В нашем ГКЗ без этого было бы крайне сложно пройти, да и не нужно Есть нормы того что надо предоставлять и отступать тут нежелательено (это общий фронт) Нельзя приучать подрядчика к пофигизму Если один раз поддаться дальше будет только хуже

Василий: Попался американский отчет, по какой-то совершенно мне непонятной причине в нем под PHIT понимают открытую пористость по ГГП тоесть (qмат- q)/(qмат-gфл). При этом упорно называют её общей ! Либо лыжи не едут.. (с) Люди, у кого опыт работы с диджиталами. Что они на самом деле имеют ввиду под понятием "PHIT" ? Лично я под PHIT понимаю водородосодержание (со всей алхимией поправок), т.е (поры + глины + вода глин ). Но Кп по ГГП уже исключает глины и химически связанную воду глин (при равенстве плотности глин и скелета)

Василий: Забыл добавить эту открытую пористоть по ГГП называя её PHIT используют для расчета Кнг по двойной воде.

bne: Особенно при наличии закрытых пор Наверное они предполагают что их нет, да и глин нет Но тогда можно и на Арчи успокоиться

bne: Плотностной включает и микропоры и макропоры и даже закрытые поры А вот нейтронный в водородержание включает и немного лишнего

bne: 1) Глинистые коллектора (Хилл-Милберн, Вендельштейн, Waxman-Smith, Элланеский, Dual-Water 2) Карбонатные Потом есть еще разные ублюдочные формулы И отдельная тема о насыщении и е вокруг него Вроде про все тут писалось, но полезно бы систематизировать Что-то меня во ВНИИОЭНГ попросили написать Что-то в КАРОТАЖНИКЕ ждет - для них это со мной типично ;-(

Василий: :-)

bne: Авторы незатейливо связывают Pп c логарифмом пористости (это не опечатка) Вот он ползучий эмпиризм

bne: Оппонент по диссертации Чашкова Не очень то мне она импонирует Человек приятный, но IMHO отсутствие школы чувствуется Расчет сопротивления идет по Семенову + добавляется просветность Инверсия по Красильникову Тензор проницаемости - без учета перетоков

bne: http://www.msgpa.ru/science/protection/pdf/Chashkov_AV.pdf

bne: Отзыв официального оппонента на диссертационную работу Чашкова Анатолия Васильевича МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СРЕД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых I. Соответствие работы намеченной специальности. Математическое моделирование геологических сред базируется на методах математического моделирования применительно к данным анализов керна и каротажа. Поэтому работа соответствуют выбранной специальности 25.00.10 II. Актуальность проблемы. Трудно не согласиться с автором в актуальности темы, невзирая на то, что ее изучению посвящены сотни публикаций. Может удивлять только широта и недифференцированность постановки, поскольку в рамках заявленной темы написаны десятки диссертаций и, наверное, не меньше будет написано и позже. Тем не менее, актуальность темы это обстоятельство не уменьшает. III. Научная новизна работы в сформулированном виде принципиальных возражений не вызывает, однако нуждается в уточнении. П.1. Степень того насколько можно привязывать научную новизну к измерениям диэлектрической проницаемости на частоте именно в 43 МГц неочевидна для оппонента. Автор не приводит в тесте и списке литературы мнений целого ряда специалистов по диэлектрическому каротажу, защитивших докторские диссертации по этой тематике (в частности, Шилова, С.Б.Денисова), их труды отсутствуют и в списке литературы и потому оценить отличие его подхода и степень обусловленности методикой обработки данных сложно; П.2 Проблематика моделирования многокомпонентных микронеоднородных материалов, частным случаем которых являются и геологические среды, очень объемна. По этой теме написаны тысячи работ, причем число претензий и переоткрытий очень велико. Гарантировать, что автор в своих построениях не повторяет каких-то из достижений или ошибок, приведенных в этих публикациях сложно. Поэтому, на взгляд оппонента, целесообразно ограничить претензии на новизну специальным корпусом текстов (например по нефтяной геофизике на русском языке), экспертируемых на предмет приоритетности по отношению к построениям диссертанта. П.3 Использованию тензорного подхода для описания расчета проницаемости регулярной системы трещин посвящены десятки работ. Предыдущее предложение с точки зрения оппонента стоит распространить и на этот раздел. Личный вклад. Автор диссертационной работы более трех лет занимался созданием и развитием математических моделей для оценки диэлектрической проницаемости, проницаемости трещинных сред и их применением на практике. На взгляд оппонента, личный вклад автора в данную работу отражен в диссертации объективно. IV. Практическая значимость работы и ее апробация изложены в работе с достаточной полнотой и подтверждены справками о внедрении результатов. V. Краткое изложение существа работы и некоторые замечания. Поскольку инструкция ВАК разрешает оппоненту не переизлагать содержание работы, ниже приведены замечания к тексту в тех местах, где целесообразно его прокомментировать. Глава 1. Моделирование геологической среды с использованием данных диэлектрического каротажа Автор приводит обширную информацию о геологии, петрофизике и применяемых методах каротажа по изучаемому им объекту. Избыток этой информации вряд ли обязателен в работе на степень к.ф-м наук, если она далее не используется. C другой стороны, вводимая автором система уравнений детально не обоснуется. В частности, непонятно почему уравнения для диэлектрической проницаемости выписано в линейном виде, что не согласуется с выбором соответствующего уравнения для сопротивления. Отдельного обсуждения заслуживает выбор алгоритмов оптимизационной инверсии, формы и параметра оптимизационного критерия. Вопросы эти не исследованы, что может быть объяснено тем, что они не включаются в русло основной темы диссертации. Глава 2. Структурная модель электропроводности терригенного анизотропного пласта-коллектора В контексте общей темы оценки обобщенной проводимости гетерогенных сред приводимый литературный обзор трудно признать полным. . Вместе с тем, автор приводит значительную часть публикаций геофизиков в этой области, начиная с 30-х годов. Автор развивает метод вложения, предложенный в середине прошлого века А.С. Семеновым. Подобный подход имеет не затронутые автором ограничения (рассматривать совокупность частиц меньшего размера как однородных правомерно лишь при условии, что поле от неоднородностей меньшего размера достаточно сглажено). Схема вложения при разбиении на разное число фракций может приводить к различающимся результатам. C точки зрения оппонента, дополнение схемы введением понятия просветности (столь же каучукового по своей идеологии как и понятие извилистости и не позволяющего корректно работать с проводящими и эллипсоидальными частицами) ситуацию не выправляет. Способ укладки частиц, отличный от кубического, был исследован в рамках модели Максвелла-Релея Хавелоком и Хижняком. В целом автору более перспективным представляется применение метода Бруггемана-Низеля, хотя аппроксимации, приводимые диссертантом, также могут иметь свою область применения. Автор приводит интересное обоснование применимости предложенных им моделей по скважинным данным, но не исследует применимости модели альтернативных данных к его разработкам. Работу мог бы только улучшить анализ применимости построений диссертанта на объектах, представленных искусственными средами и на керне. Глава 3. Анизотропия проницаемости трещиноватых коллекторов В данной главе задача оценки тензора проницаемости трещинных коллекторов ставится вначале в предположении регулярного характера размещения блоков и трещин, что приводит к довольно громоздким вычислениям, по сути, сводящимся к расчетам свойств ячейки. Далее автор снимает эти допущения, предполагая правомерным ввести распределение размеров и ориентации блоков. В тексте главы не приводится анализ точности приближения, используемого автором при введении случайного характера распределений ориентаций. Дело в том, что, в отличие от ситуации с регулярным характером распределения блоков, в случае нерегулярного распределения возникают дополнительные неоднородности в распределении поля давлений. Вопросы учета таких неоднородностей аналитически требуют уже рассмотрения не распределений, а случайных полей и, как было показано М.И. Швидлером и его последователями, возникающие тут эффекты могут быть значимыми. Оценку области применимости приближений, рекомендуемых диссертантом, стоило бы выяснить на основе вычислительного эксперимента. В этой же главе приводится интересная попытка проанализировать применимость предложенных им моделей по геофизическим данным. Приводимые оценки интересны и не противоречат априорной информации и здравому смыслу. Замечания общего плана 1. Тема диссертации сформулирована очень широко и размашисто. Диссертант смело вторгается в области, имеющие большой период развития и не всегда в курсе значительной части полученных в них результатов. Не исключено, что это связано с принадлежностью к определенной научной школе и ее традициям внедрения в новую для них проблематику. 2. Диссертант нередко перепрыгивает через этапы параллельного сравнения моделей, сопоставления их с тестами и данными вычислительного эксперимента. 3. В ряде случаев диссертант приводит дополнительное сопоставление полученных результатов со скважинными каротажными измерениями. Однако такое сопоставление вынужденно включает в себя целый ряд дополнительных факторов и допущений, применяемых при интерпретации. Тем не менее, в целом диссертационная работа автора производит благоприятное впечатление. Автор разобрался во многих непростых вопросах, предложил оригинальные модели геологических сред и способ их адаптации к задачам практики. Приведенные замечания и пожелания свидетельствуют о сложности выбранной им проблематики. Хочется верить, что далее диссертант не остановится на достигнутом. Основные положения диссертации отражены в опубликованных работах автора и в автореферате, соответствующем содержанию диссертации. С учетом изложенного считаю, что рассматриваемая диссертационная работа отвечает требованиям ВАК к диссертациям на соискание ученой степени кандидата физ-мат наук, а ее автор, ЧАШКОВ АНАТОЛИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ заслуживает присвоения этой степени. Официальный оппонент, кандидат технических наук, Б.Н. Еникеев 03.10.2011 г. Подпись Б.Н.Еникеева заверяю

bne: Присутствовал научный руководитель - Киселев (он физик по образованию) Формально они объясняли выбор МГРИ тем что совет у Эпова забит диссертантами Замечания приняли и сказали чтто учтут Было около пяти отзывов Из них наиболее запомнился отзыв Малинина - много замечаний и все по существу Резко выступал только В.С.Афанасьев Лухминский ввел слово СМЕЛОСТЬ В итоге я объяснил свою позицию (не для стенографистки), что за очень многое автор взялся и много вопросов подвесил Тем не менее, все сразу не решить Думаю, что на нынешнем фоне и попытка разобраться это не так плохо Но добавил, что если попытки вести себя как миссионер перед каннибалами тут не уместны и в обратных задачах и в теории прямых каротажники разбираются И что если мне в следующий раз придется быть оппонентом работ в которых смелости будет не меньше то я напишу отрицательный отзыв Общался с Лухминским и Афанасьевым по разного рода аспектам петрофизики и бытия В целом позитивно Общался

bne: Написал в 1973, но вышла в 1979 http://mmell.narod.ru/Enikeev_Resistivity_1979_B.pdf

БНЕ_Flor: Будь народ последовательнее тогда вводили бы аналог FZI и при расчете параметра пористости сопоставлении проницаемости с параметром пористости При этом параллель с фактором чистой поверхностной проводимости (сопротивлене воды) могло бы играть давление по Клинкенбергу - уровень аномальной

БНЕ_Gurg: введение термобарических поправок давало результаты противоречащие каротажу и дебитам

БНЕ_Gurg: Подвернулись данные об изменении сопротивления при дренаже и впитывании Правда, довольно высокие пористости Забавно что показатель "n" резко скачет от образца к образцу

bne: Хочешь жить - не делай окончательных выводов ;-) Умный поймет, а дураку все равно ничего не поможет 15 лет назад написал про одно не сильно продуманное соотношение (важное для практики и рекомендуемое крупной международной компанией) Недавно на эту тему снова прошелся вскользь Соотношение банально не выдерживает проверку на предельные переходы ;-) Оказывается старший коллега (с явными претензиями на доминирование - в советском прошлом был начальником отдела и стремление поучать IMHO по части профзаболеваний) применил это соотношение на практике. А ему (со ссылкой на меня) это раскритиковали. Вдобавок в цитате у меня еще и опечатка была. И, слава Богу, что я не написал (как на самом деле думаю), что только самый долбаный и безответственный кретин человек будет пользоваться этим или подобным соотношением (не проверив на вырождение и предельные переходы). Это меня и спасло, поскольку старший коллега морально готов был стулья ломать в защиту давнего ляпа международной компании, а я не планировал мордобой с человеком на десять лет старше меня... ;-) Мораль Хочешь жить - не пиши хлестко и оставляй лазейку для людей с неудовлетворенными амбициями и завышенными самооценками... ;-))

bne: Electrokinetics in Earth Sciences: A Tutorial L. Jouniaux1 and T. Ishido2 1Institut de Physique du Globe de Strasbourg, UdS-CNRS UMR 7516, Université de Strasbourg, 5 rue René Descartes, 67084 Strasbourg, France 2Geological Survey of Japan, National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST), Tsukuba, Ibaraki 305-8567, Japan Received 1 June 2011; Accepted 14 October 2011 Academic Editor: Rudolf A. Treumann Copyright © 2012 L. Jouniaux and T. Ishido. This is an open access article distributed under the Creative Commons Attribution License, which permits unrestricted use, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is properly cited. Abstract We describe in this paper the theoretical background for the electrokinetics in rocks and in porous media, to be included in the special issue “Electrokinetics in Earth Sciences” of International Journal of Geophysics. We describe the methodology used for self-potential (SP) and for seismoelectromagnetic measurements, for both field and laboratory experiments and for modelling. We give a large bibliography on the studies performed in hydrology to detect at distance the water flow, to deduce the thickness of the aquifer and to predict the hydraulic conductivity. The observation of SP has also been proposed to detect fractures in boreholes, to follow the hydraulic fracturing, and to predict the earthquakes. Moreover, we detail the studies on geothermal applications. http://www.hindawi.com/journals/ijgp/2012/286107/abs/

bne: К проблеме построения моделей удельного электрического сопротивления горных пород (некоторые проблемы теории обобщенной проводимости многокомпонентных смесей) Авторы БН Еникеев Дата публикации 1979 Название журнала Саратов: СГУ Математические методы в геологии Страницы 70-96 http://mmell.narod.ru/Enikeev_Resistivity_1979_B.pdf Данная и довольно наивная статья была написана мной в 1973 году, отвергнута ВНИИОЭНГ, и, благодаря М.М.Элланскому, пристроенна в этот сборник. Не прошло и пяти лет как она вышла. В статье есть опечатки и не все выправлены. Обнаружил что Google не видит по анализу своего профиля публикаций javascript:void(0)

bne: Лихтенеккер-Ротер вывели уравнение в двумерной постановке Я его обобщил на многомерную Интересно в чем г-на Montaron из Schlumberger попрекать 1) В том что других не читает? 2) В в том что приворовывает? Montaron (Schlumberger) Scale-independent mixing laws http://arxiv.org.sci-hub.org/abs/1206.6560 Статья датирована июнем 2012 года В Каротажнике за 2011 год я обновил описание вывода 20 летней давности ;-)

bne: Про Лихтенеккера-Ротера и непрерывное смешение (Looenga) можно прочесть по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000003-006 Есть про это и две мои старые публикации давно выложенные в интернет Было и в тексте книги с Элланским 1978 года (там он привел сокращенный вывод)

bne: Отзыв на автореферат диссертации Белякова Евгения Олеговича "Построение петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств текстурно неоднородных терригенных коллекторов (на примере AB1 Самотлорского и БТ1 Яро-Яхиского и Заполярного месторождения)", представленную на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по специальности 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. Актуальность темы диссеpтации сомнения, к сожалению, не вызывает, ибо несмотpя на многочисленные публикации по постpоению теоpетических моделей гоpных поpод и pазpаботке методик pасчета их эффективных свойств, потенциал pазвития этого напpавления остается практически неизменным. Вместе с тем пpедставляется, что название темы диссеpтации cужает ее истинное содеpжание. По сути диссеpтация посвящена важнейшему вопpосу сопряжения петрографических, литологических и петрофизических представлений. Известно, что попытки навести мосты между этими представлениями в духе развития стереологических представлений для сколь-либо серьезных объектов оказываются не вполне удовлетворительными и зияющая пропасть поглощала усилия очередной когорты исследователей. Естественно, что подобная задача требует не только мужества и труда, но и знания. В этой связи можно только приветствовать характерное для тюменской школы петрофизиков стремление ассимилировать понятийные и математические модели и результаты применяемые в смежных областях знания и ввести их в научный оборот петрофизиков. По автореферату трудно судить до какой степени в список из 199 наименований включены ключевые публикации западных авторов (в наше время технические трудности затравливания и добычи информации пока еще непомерно велики). Вместе с тем реферат неоднократно свидетельствует об основательности намерений диссертанта и его научного руководителя. Полученные диссертантом результаты основаны на тщательном логико-профессио-нальном анализе, применении методов математического моделирования и использовании последних достижений в области петрофизики. Основные выводы и рекомендации диссертанта основаны на критическом переосмыслении подходов, выработанных при разработке гетерогенных петрофизических моделей горных пород, применении методов и алгоритмов нелинейного оценивания. Впечатление тщательно продуманного построения оставляет четырехслойная методика исследований (петрография и литология - моделирование, включая численное - cопоставление с лабораторными и скважинными измерениями) последовательно проводимая диссертантом. Приятное послевкусие оставляет редкая среди наших отечественных современников зрелость оценки автором точности и сферы применения развиваемых им представлений, культура языка и ссылок. Это редкие достоинства для кандидатов и тем более для многих новоиспеченных докторов наук (которые видят себя не еще одним тружеником в саду развивающегося знания, а непостижимым образом озаренным венцом творения). Трудно в этой связи не позавидовать коллективу преподавателей и руководителей наглядно видящих осмысленность их труда. Разработанное при реализации построений автора программное и алгоритмическое обеспечение опирается на взвешенное сочетание ранее известных методов, с отработанными алгоритмическими и технологическими решениями. Все это убеждает, что по уровню проникновения в проблематику автор диссертации является сложившимся исследователем, достойным занять высокое место в "незримом колледже" петрофизиков (занимающихся построением и использованием гетерогенных петрофизических моделей), а его диссертационная работа удовлетворяет требованиям предъявляемым к искомой степени. Основные результаты работы опубликованы, однако, представлялось бы полезным дать их более развернутое представление в открытой печати (привлекает идея тематического выпуска журнала "Нефть и Газ") и Internet. При этом было бы важным (в рамках возможного) поместить и таблицы петрофизических измерений. Нет cомнения, что эта публикация стала бы не менее популярной чем известная работа Ваксмана и Смита. Несколько комментариев об отношении автора отзыва к ряду близких ему вопросов затронутых в диссертации (отписаться чисто формально значило бы обидеть панегириком и серьезного исследователя и всю тюменскую школу петрофизиков). Ниже приведено несколько мелких дискуссионных соображений по представленной работе. Конечно, все они далеко выходят за рамки диссертации. 1) Опыт автора по Приобскому месторождению показывает, что систематическое различие пористостей по воде и керосину может быть обусловлено не только цеолитами. Не исключено, что существенный вклад вносит и содержание других высокодисперсных минералов и неэкстрагированных углеводородов. 2) Обе границы Релея для обобщенной проводимости рассматривались неоднократно (можно вспомнить и Оделевского и Степанова). Вместе с тем не стоит забывать, что истина лежит между ними, а не на одной из них, что по сути делалось в публикациях Дульнева с соавторами. Из текста автоpефеpата диссеpтации неясно до какой степени это соображение и как это учтено. 3) Отсутствие эффекта "влияния алевритистости на пористость" противоречащее многочисленным модельным представлениям (начиная от Грейтона и Фрейзера можно насчитать не менее пятидесяти публикаций) в значительной мере обусловлено сильной корреляцией глинистости и алевритистости для прибрежно-морских отложений. Вместе с тем тематика этими (опубликованным автора отзыва десять лет назад) соображением не исчерпывается. Желательно дальнейшее развитие теории упаковок реальных зернистых сред. 4) Поскольку любое описание представляет собой лишь карикатуру на изучаемый объект полезно вспомнить и иные модели порождения пористых сред. В частности эффект "конечного слоя" рассматривался многократно (можно вспомнить и эмпирические оценки 20-50 cлоев - Вилли и др.), но наиболее последовательно в рамках ветвящейся модели пористой среды (В.С.Маркин - 60-е годы) и решетчатой модели (Ю.Г.Чирков - 80-е годы). Сходные аналитические и численные результаты известны и на западе. Вообще говоря затухание по экспоненте может получаться в довольно обших приближениях. 5) Несколько слов об нелинейном оценивании. Вначале об истории вопроса. Методы оптимизации М.М.Элланским никогда не использовались. Он применяет оригинальный робастно-итерационный алгоритм. Вместе с тем в числе пионеров этих разработок был А.И.Cидорчук, а идеология в геофизике в широком смысле идет из ранней работы Халфина. Вопрос выбора искомых переменных при оптимизации может оказаться серьезно влияющим на результаты (как и почему так его решает диссертант до конца из автореферата неясно). Вообще же желательно помимо текстовых описаний помещать и уравнения (без коэффициентов). Такой способ подачи материала оставляет меньше места для произвола при реконструкции соображений авторов. Вопрос о выборе алгоритма оценивания также существенен. Его выбор из текста автореферата понять и оценить не удалось. 6) При выборке большого объема было бы интересно заняться кластризацией. К сожалению, видя массива судить об этом сложно. В целом работа выглядит выполненной на высоком научном уровне. Автором продемонстрировано pедкое умение сочетать высокий уровень теоретической проработки в разных предметных областях с практической реализацией его теоретических построений. Мелкие библиографические недочеты, отмеченные выше, существенно меньше чем в подавляющем большинстве геофизических публикаций, не снижают хорошего впечатления от pаботы и обусловлены многоплановостью тематики работы и медленно складывающимися традициями. Автореферат диссертации удовлетворяет предъявляемым ВАК требованиям и автору отзыва представляется целесообразным присуждение Белякова Евгения Олеговича искомой ученой степени. Руководитель группы 103/10a ЦГЭ к.т.н. Б.Н.Еникеев Подпись Б.Н.Еникеева утвеpждаю

bne: Int. J. Communications , Network and System Sciences , 2013, 6, 186-196 doi:10.4236/ijcns.2013.64022 Published Online Apr il 2013 (http://www.scirp.org/journal/ijcns) Fractal Model of Rocks—A Useful Model for the Calculation of Petrophysical Parameters V. Yu. Hallbauer-Zadorozhnaya Council for Geoscience, Pretoria, South Africa Received August 15, 2012; revised September 30, 2012; accepted October 25, 2012 Copyright © 2013 V. Yu. Hallbauer-Zadorozhnaya. This is an open access article distributed under the Creative Commons Attribu- tion License, which permits unrestricted us e, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is prope rly cited. ABSTRACT A fractal model containing n -series of spheres and ellipses with corresponding radii, and surrounded by a thin film of adsorbed water has been developed. This model is more suitable to real sedimentary rocks because it not only allows for varying grain sizes and number of fractions, but also takes into consideration the influence of double electrical layers on the physical properties of sediments. Ellipsoid fractal models provide mathematical proof of the phenomenon of super- capillary conductivity observed in laboratory measurements. Using the parameters of the fractal models several petro- physical parameters can be calculated, namely resistivity porosity, and permeability. In a case study, layers with differ- ent resistivity were identified on a section taken from a TDEM survey, and porosity and salinity of water bearing layers were estimated using the fractal model. Estimated permea bility using the fractal model showed good agreement with other methods. Keywords: Fractal; Sediments; Resistivity; Porosity; Permeability

bne: Выпуск №1 - 2013(13) Р.Б.Карпов Электрическое сопротивление горных пород и факторы на него влияющие УДК 550.837.3 Р.Б. Карпов, karpov.roman92@yandex.ru Университет "Дубна" ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД И ФАКТОРЫ НА НЕГО ВЛИЯЮЩИЕ Ключевые слова: электрическое сопротивление пород, песчано-глинистые грунты, петрофизические параметры пород, электрические свойства пород R.B. Karpov Dubna University ELECTRICAL RESISTIVITY OF ROCKS AND FACTORS INFLUENCING ON IT Аннотация В работе исследована зависимость сопротивления рыхлых песчано-глинистых пород и любых других типов пород от различных петрофизических параметров с помощью программы А.А. Рыжова «Петрофизика». Программа "Петрофизика" предназначена для расчета удельного электрического сопротивления по петрофизическим параметрам пород, а также для определения пористости и глинистости горных пород по данным вертикальных электрических зондирований или электротомографии. В качестве модели горной породы принята среда, состоящая из системы цилиндрических капилляров, в общем случае содержащих: газ, жидкость с растворенными в ней солями и твердую непроводящую электрический ток фазу (зерна горной породы). Abstract This paper describes the soils and rocks resistivity dependence from different petrophysical parameters using A.A. Ryjov software "Petrophysics". The "Petrophysics" is used to calculate the electrical properties of the electrical resistivity and for determining rock porosity and clay content on vertical electrical sounding or electrical resistivity tomography data.2 Выпуск №1 - 2013(13) Р.Б.Карпов Электрическое сопротивление горных пород и факторы на него влияющие As a soil or rock model is accepted medium consisted of a system of cylindrical capillaries, generally containing: gas, liquid with dissolved salt and a solid phase nonconducting electrical current (mineral grains). http://www.georazrez.ru/download/2013/13/Karpov-Elektricheskoe_soprotivlenie_gornykh_porod_i_vliyayuschie_na_nego_faktory.pdf

bne: Редакционная коллегия Главный редактор — Неретин Владислав Дмитриевич, д.т.н, профессор. Ответственный секретарь — Малышева Марина Алексеевна. Технический редактор — Климов Юрий Станиславович. Технический секретарь — Чернокожев Дмитрий Александрович. Члены редакционной коллегии Арутюнов Сергей Львович, к.г.-м.н., с.н.с; Гайнанов Валерий Гарифьянович, к.г.-м.н, доцент; Джамалов Роальд Гамидович, д.г.-м.н, профессор; Захаров Владимир Сергеевич, к.ф.-м.н; Короновский Николай Владимирович, д.г.-м.н, профессор; Куликов Виктор Александрович, к.ф.-м.н., с.н.с; Малинин Андрей Викторович, к.т.н.; Рок Владимир Ефимович, д.ф.-м.н; Хозяинов Михаил Самойлович, д.т.н, профессор; Чиркин Игорь Алексеевич, к.г.-м.н.

БНЕ_Home: Electrical Conductivity of Porous Media with TwoPhase Saturation V. A. Murtsovkin OOO Neftegazgeofizika, ul. Tereshchenko 5/25, Tver, 170033 Russia Received February 13, 2012 Abstract—Relations are derived for calculating the electrical conductivity of porous media with twophase saturation. The considered calculations are based on a capillarylattice model of a porous medium, the model being composed of several unequally scaled threedimensional cubic lattices of capillaries. Each lattice may be represented as a large number of analogous cubic cells with the same structure of pore space and a preset pore size distribution over the cells. The distribution of porosity over pore sizes serves as a starting datum for the calculation of all model parameters. The number and scale of lattices are determined by the peculiarities of this distribution. The possibilities of practical use of the considered model are shown by the example of experimental data on samples of porous rocks. The results obtained, in particular, suggest that the model is applicable to solving problems of applied geophysics relevant to determining the saturation of rocks with water and hydrocarbons. ISSN 1061933X, Colloid Journal, 2013, Vol. 75, No. 1, pp. 103–111. © Pleiades Publishing, Ltd., 2013. Original Russian Text © V.A. Murtsovkin, 2013, published in Kolloidnyi Zhurnal, 2013, Vol. 75, No. 1, pp. 109–117. ===== У меня трудности с доступом к русской версии Статья напоминает расширенную версию статьи в Каротажнике 2013 №3 (планирую ответить) и на мой вкус противоречит ряду известных предтавлений в этой области

БНЕ_Home: Low-Frequency Electrical Conduction in Simple Porous Media David C. Herrick Ph D, Yellowstone Petrophysics LLC, Cody, Wyoming, USA davidcherrick@gmail.com Summary ‘Archie’s law’ has been the basis for virtually all saturation equations used in the petroleum industry for the past seventy years, however it has only an empirical foundation and its parameters are only qualitatively interpretable. A consideration of the basic physics of electrical conduction, however, leads to a simple, physically interpretable description of simple porous media of the type for which ‘Archie’s Law’ was formulated. http://www.geoconvention.com/uploads/2013abstracts/013_GC2013_Low-Frequency_Electrical_Conduction.pdf == Навеяло: "Неймется только ветерану Войны минувшей партизану..."

Mikhail Markov: Несколько лет назад на SPWLA два этих дедушки, второй - Кеннеди делали доклад про тензорный закон Арчи. Выступали сразу вдвоем в стиле "Бим и Бом на арене. Самое интересное, что они рулили действительно грамотными и работящими людьми.

bne: И часть из них вполне импонирует В частности тот же С.М.Аксельрод А эта публика на мой вкус ниже не сильно порядочная

Mikhail Markov: Аксельрода очень уважаю, но он - дедушка ничей или международный, российско - американский. День назад прочитал Филиппова, который с гордостью сообщил, что в СПбГу прошла первая защита Ph.D диссертации на англиском языке с приглашением иностранных экспертов. Мне оно, конечно, до лампочки, просто интересно было читать в комментриях российских дедушек про то, что в России надо писать и говорить по-русски. Вот это - дедушки истинно российские. А что касается Бима и Бома из Техаса, то это - настоящие американские дедушки в отличие от англоязычных Кауфмана или Тоборовского с Дашевским.

bne: В Баку Аксельрод и Буряковский сумели создать микроклимат Как и Альтшуллер со своим ТРИЗ Жаль, что все это развеяно по миру Конечно, дело не столько в возрасте или национальности "Дедушкой" в Вашем смысле (как я его интерпретирую) можно стать и просто по избытку власти при отсутствии самоиронии

bne: Не исключено, что при корректном отмыве образцов значения параметра поверхностной проводимости скорректируются И впечатление, что нужен и ультразвук и магнитные мешалки и серьезное время

bne: Analysis and improvement of the equation of Hill and Milburn for electrical resistivity of shaly sands by Gotze Tenchov "Abstract Hill and Milburn equation (H&M) for the electrical conductivity of shaly sands is one of the first equations that involve electrochemical parameter. This is Cation Exchange Capacity (CEC) of shaly sands Qv. Advantages of this equation are: 1) It was tested on more than 300 cores covering different sedimentary rocks, and a wide range of concentration in equilibrating NaCl solution; 2) It is of non linear type and describes the resistivity of shaly sands in low NaCl concentration as well; 3) The term b correlates to the cation exchange capacity of shaly sands; 4) The term F0,01 correlates to porosity Φ by an Archie-Dakhnov- type equation. Disadavantages are: 1) Equation is of empirical type; 2) The term F0,01 is a formation resistivity factor referred to a hypothetical equilibrating solution with resistivity of 0,01ohm.m at 25oC. It cannot be measured directly in laboratory on a core sample or in a well; 3) CEC is obtained by destructive analyses of core samples. It can not be measured directly in a well. In this paper H&M equation was tested on core data citied in References. There are composed 5 groups of samples. It was used regression analyses. F0,01 has a good correlation with porosity. The term b differs not very substantially from the linear equation proposed by Hill and Milburn. A polynomial regression has a better statistical coefficient than linear type. An explanation for this phenomenon is offer. On the basis of the Dual Water Model (DWM) is involved the formation factor F0,1, that is close to the “true” formation factor and that can be measured on core sample in laboratory in equilibration solution of Rw=0,1ohm.m. The improved H&M equation was tested on the same core samples. It has the same or slightly better coefficient of correlation than original H&M equation. Using DWM is proposed the term Electrochemical Activity of shaly sands (A) that correlates with CEC and labeled as QvA. It correlates to Qv, and can be obtained by nondestructive measurement of electrical resistivity/conductivity on core samples. It is proposed the term “ideal shale” that has QvA=5,43gmol/l. The term b correlates to QvA linearly and with better coefficient of correlation than to Qv. It opens the possibility to obtain QvA by log data using the electrical conductivity/resistivity data in flushed and non invaded zones. Key words: Shaly sands; Electrical conductivity; Electrochemical equation; Cation Exchange Capacity; Hill and Milburn equation; Dual Water Model. http://academia.edu/3857656/Analysis_and_improvement_of_the_equation_of_Hill_and_Milburn_for_electrical_resistivity_of_shaly_sands

bne: Transport in Porous Media February 2013, Volume 96, Issue 3, pp 457-467 Percolation Effects of Grain Contacts in Partially Saturated Sandstones: Deviations from Archie’s Law S. Yanici, J.-Y. Arns, Y. Cinar, W. V. Pinczewski, C. H. Arns Download PDF (853 KB) Abstract We study the resistivity index of Fontainebleau and Bentheimer sandstones at ambient conditions down to low water saturations both experimentally and numerically. Numerical simulations are in good agreement with experimental measurements of capillary drainage resistivity index by the porous plate method down to water saturations as low as S w = 10 %. Fontainebleau sandstone exhibits a percolating network of grain contacts, while the higher porosity Bentheimer sandstone does not. We show that this difference in the topological connection of conductive films at low water saturations is responsible for the non-Archie behaviour of Fontainebleau sandstone. Furthermore, it is necessary to attribute a grain contact conductivity to the grain contacts in Fontainebleau sandstone to reconcile experiment and numerical simulation. Conductive films organised as pendular rings around grain contacts are not able to explain this result.

bne: Досадные опечатки в таблицах Таблицы публикуют редко В связи с лекциями для коллег из Казахстана взбрело в голову рассмотреть таблицы в статье Вендельштейна и Горбенко, (89 выпуск трудов МИНХ и ГП 1969 год) И все бы хорошо, но начал сращивать таблицы с центрефугой и капиллярками и облом - нашел непонятки в трех строках) Похоже сбой в типографии Вендельштейна дввыно нет Поспелова - недавно Горбенко не написал диссер и стал завхозом и вообще теперь незнамо где...

bne: A petrographic coded correlation between interface conductivity and other pore space properties Nina Gegenhuber, Maria Ochabauer and Christian Preuer first break volume 32, January 2014 pp51-56 Abstract Electrical conductivity is an important property in geoscience and petroleum engineering. It gives not only information about the porosity and water saturation, but also about interfacial conductivity and about specific internal surface of the pore space. Archie’s equation correlates the electrical resistivity of a water-saturated rock sample and the resistivity of the pore water. A more detailed investigation with brine of different salinities results in the observation of interface conductivity, which is correlated to a specific internal surface. Measurements with increasing salinity of the brine were carried out on different samples: sandstone, carbonate and magmatic rocks. Additionally, permeability and effective porosity were determined. The resulting true formation factor and interfacial conductivity were then correlated with porosity and permeability. Analysis of data allows the application of the interface term as a measure of specific internal surface. For the interpretation of results, the simple capillary model a semi-empirical equation is used and delivers permeability as function of porosity, formation factor and interface conductivity. Determined permeability out of the calculations is compared with measured permeability. The developed equation which is dependent on the porosity, interface conductivity, formation factor and covers additionally the lithology influence can be used for a permeability calculation with a reasonable fit Introduction Electrical conductivity or its inverse, the specific electrical resistivity, is an important property in geoscience and petroleum engineering. Archie’s first equation (1942) combines porosity, resistivity of the brine-saturated rock and the brine resistivity. It is only valid for ‘clean’, clay-free rocks. If clay is present, the interface of the clay mineral with its cation exchange capacity and the formation water creates an additional conductivity component. A lot of work was carried out concerning these electrical properties of ‘shaly sands’ and different types of models as well as correlations were presented (Patchett and Herrick, 1982). Many authors developed equations that include such second conductivity parts especially for shaly sands in order to achieve a precise water saturation calculation. An overview is given by Worthington (1985). Newer approaches are found in the papers by Revil and Glover (e.g., Revil and Glover, 1997, Revil and Glover, 1998, Revil et al., 1998, Revil et al., 1999, Walker and Glover, 2010, Glover and Walker, 2009 or Glover et al., 2000). Pape et al., (1987) showed that for a rough pore surface, fractal geometry has to be taken into consideration for calculating the specific internal surface controlling interface conductivity also in the case of sandstone. Interface conductivity can be derived from measurements with different brine salinities and/or measurements of the complex electrical resistivity at different frequencies (Börner et al., 1996, Börner and Schön, 1995, Börner and Schön, 1991). All interface effects result in a modification of Archie’s equation with various approaches, here Glover (2009) and Glover (2010) should be cited, with a generalized Archie’s law for 2 and n phases. Sen et al., (1988) presented a nonlinear correlation of rock conductivity and brine conductivity for sandstones bearing clay at low and high salinities. In 2012, Kavian et al., presented a modified resistivity model, resulting from measurements at different frequencies, saturations and salinities. They performed also two-electrode laboratory measurements of the resistivity on unconsolidated sand packs and then adopted an empirical model for modifying a physical model, which can further describe all data as a function of frequency and water saturation with nine parameters

Mikhail Markov: Борис, а сама статья где опубликована? У меня есть тезисы с EAGE 2013, но там одна Gegenuber. М.М.

БНЕ_Home: FirstBreak Могу выслать Похоже она сотрудница Shon (видел его мельком еще в ГДР) А вот диссертацию ее в сети я не нашел

Mikhail Markov: Спасибо, вышлите, если можно. М.М.

bne: Угу ;-)

bne: Relating electrical conduction of alluvial sediments to textural properties and pore-fluid conductivity Mauro Mele, Silvia Inzoli, Mauro Giudici and Riccardo Bersezio ABSTRACT Electrical conductivity of alluvial sediments depends on litho-textural properties, fluid saturation and porewater conductivity. Therefore, for hydrostratigraphic applications of direct current resistivity methods in porous sedimentary aquifers, it can be useful to characterize the prevailing mechanisms of electrical conduction (electrolytic or shale conduction) according to the litho-textural properties and to the porewater characteristics. An experimental device and a measurement protocol were developed and applied to collect data on eight samples of alluvial sediments from the Po plain (Northern Italy), characterized by different grain-size distribution, and fully saturated with porewater of variable conductivity. The bulk electrical conductivities obtained with the laboratory tests were interpreted with a classical two-component model, which requires the identification of the intrinsic conductivity of clay particles and the effective porosity for each sample, and with a three-component model. The latter is based on the two endmember mechanisms, surface and electrolytic conduction, but takes into account also the interaction between dissolved ions in the pores and the fluid-grain interface. The experimental data and their interpretation with the phenomenological models show that the volumetric ratio between coarse and fine grains is a simple but effective parameter to determine the electrical behaviour of clastic hydrofacies at the scale of the representative elementary volume. Geophysical Prospecting 2014, №1 pp.1–15

bne: Г.В.Кошуба, Р.Ф.Федорив Проблемы интерпретации данных электрометрии Седьмые чтения памяти Булашевича 2013 http://www.spsl.nsc.ru/fulltext/konfe/Geodinam2013.pdf стр.142-144 Я бы с ними таки слегка поспорил, хоть они и честно ссылаются

bne: А.Я.Коваль Повышение эффективности оценки газонасыщенных пород методом сопротивления Перевод названия условный Горные породы, представляющие продуктивные горизонты многих нефтегазовых месторождений Украины, характеризуются неоднородностью минерального состава скелета породы, а также вторичными процессами породообразования и относятся к сложнопостроенным породам-коллекторам. К таким породам-коллекторам относятся полимиктовие глинистые песчаники и породы-коллектора с глинисто-карбонатным типам цемента. Основными факторами, которые приводят к погрешности определения подсчетных параметров сложнопостроенных пород-колекторов, по данным электрического каротажа является сложная структура порового пространства, содержание глинистого и карбонатного материала и степень пелитизации зерен скелета породы. С целью повышения достоверности опредсчения подсчетных параметров пород-коллекторов, в частности коэаЬфициента газонасыщения, предлагается индивидуальное моделирование электропроводности горных пород, позволяющие учесть особенности строения конкретного геологического объекта. Так. например, в основу построения модели электропроводности полимикточых глинистых пород-коллекторов положена модель "двух вод" Б.Ю. Вендельштейна. Потому электропроводность полимиктовых глинистых пород-коллекторов будет состоять из суммы электропроводности чистого песчаника по модели Арчи, а также полимиктовой и глинистой фракций. Результаты сопоставления теоретических расчетов по созданной модели с фактическими данными подтвердили высокую ее эффективность. Ключевые слова: коэффициент газонасыщения, глинисто-карбонатный тип цемента, модель электропроводности, электрическое сопротивление, пористость. http://library.nung.edu.ua/sites/default/files/articles/3359p.pdf

БНЕ_Home: Forward modeling and inversion of induction logs from shaly sand reservoirs using petrophysical conductivity models V.N. Glinskikh a,b,*, G.V. Nesterova, M.I. Epov a,b a A.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, pr. Akademika Koptyuga 3, Novosibirsk, 630090, Russia b Novosibirsk State University, ul. Pirogova 2, Novosibirsk, 630090, Russia Received 26 November 2013; accepted 26 November 2013 Abstract Algorithms and software have been designed for petrophysical 2D forward simulation and inversion of induction logs from oil wells drilled in shaly sandstone using conductivity models for different clay types. As comparative analysis of relative amplitudes and phases of tool responses has demonstrated, it is possible to reliably and accurately estimate fluid saturation and porosity from induction logs. The applied 2D numerical inversion of both theoretical and well logs yielded quantitative estimates of petrophysical parameters of reservoirs, with clay volume fraction assumed according to the chosen conductivity model. Correction for the presence of clay improves inversion quality if clay content as well as type are taken into account. Russian Geology and Geophysics 55 (2014) 793–799 Геология и геофизика

bne: Шокирован! В сильноглинистых песчаниках сопротивление от насыщенности не зависит от глинистости по данным эксперимента! Тем хуже для таких экспериментов!

bne: Сравнил результаты по массиву W-S и для глубокозалегающих песчаников Сильно отличаются как коэффициенты так и точность Зависимость от емкости обмена всегда нелинейна и всегда меняет знак по чсопротивлению насыщающего раствора

bne: Determination of effective grain geometry for electrical modeling of sedimentary rocks Tongcheng Han, Michael Ben Clennell, Matthew Josh and Marina Pervukhina GEOPHYSICS, VOL. 80, NO. 4 (JULY-AUGUST 2015); P. D319–D327, 8 FIGS., 2 TABLES. 10.1190/GEO2014-0504.1 ABSTRACT Accurate electrical modeling of sedimentary rocks is crucial for the interpretation of electrical survey data and must take into account the geometric information of the rock grains. We have developed an incremental model for the multiphase electrical conductivity of sedimentary rocks on the theoretical basis of differential effective medium models. The developed incremental model was first validated on clean and clay-rich sandstones and then applied to simulate the conductivity of five digitally created rock samples with different spectra of grain aspect ratios. The conductivity is calculated as a function of water conductivity at full water saturation, and an effective grain aspect ratio for a two-phase medium is determined to reproduce the electrical behavior of the digital rocks. It was found that the effective grain aspect ratio can either be determined analytically or estimated from the aspect ratio spectrum. A link between the obtained effective grain aspect ratio and the cementation coefficient widely used in petrophysics has been established. The cementation coefficient increases with the decrease of the grain aspect ratio (increasing the z-axis depolarization factor) and grain conductivity and the increase of sample porosity. It showed that the cementation coefficient can be interpreted as a measure of the connectivity of pores as well as the conductivity of the grains. Our results gave us new insights into the physical meanings of the grain aspect ratio and cementation coefficient, which could be used to facilitate the electrical modeling or interpretation of reservoir rocks На мой вкус и не ново и банально И уж точно что нет ссылок ни на Семенова ни на Элланского со мной Правда на давнюю статью Маркова с Казаченко (2004) ссылка есть

bne: Poisson's Ration, Deep Resistivity and Water Saturation Relationships for Shaly Sand Reservoir, SE Sirt, Murzuq and Gadames Basins, Libya (Case study) Bahia M. Ben Ghawar & Fathi S. Elburas Abstract It is important to obtain relationships between the physical quantities, overburden and reservoir composition and fluid type. This is significant in the sense that if one property, e.g., electrical resistivity, can be more easily measured than Poisson’s ratio (PR). Therefore, later parameter can be estimated and defined against resistivity log data. In fact, these relations constructed by several wells data have been taken for each studied productive reservoir from different oil fields at different sedimentary basin, in Libya. However, comparison between calculated PR, measured deep resistivity and calculated water saturation content are using to a certain extent justification of reservoir conditions (tight zone). These cross relations throw up the increase of PR range at low values of deep resistivity values and water saturation degrees, which present like a hyperbolic curves formed a two parts. The stable trend with constant PR values in hydrocarbon and clean intervals depths within a first part, while a shaly depth intervals act as a second part of the hyperbolic shape, which shows a scatter or cluster points indicates of water intervals and not a tight zone. Therefore, estimation of PR in shaly intervals in such these reservoirs are ranging above 0.3 up to 0.4. Keywords: Poisson’s Ratio, porosity, deep resistivity, water saturation

bne: The effect of a variable pore radius on formation resistivity factor Edith Mьller-Huber, Jьrgen Schцn b, Frank Bцrner Journal of Applied Geophysics 116 (2015) 173–179 Formation resistivity factor Fwas introduced as the ratio of the resistivity of a rock fully saturated with conductive water to the resistivity of the conductive water based on results of laboratory measurements. It was also found that the formation factor is a function of the type and character of a formation and is related to porosity by a relationship including an exponentm. For model calculations of the formation factor, capillary channel models describing a straight tube with a constant circular cross-sectional area are frequently used. However, the pore channel radius is not constant in natural rocks. Amodified capillarymodel that describes a straight pore channel with a radius varying between its two extreme values rt (pore throat) and rb (pore body) is presented. The proposed model can therefore explain the effect of pore shape upon formation factor and porosity. In this case, exponent m is controlled by the porosity itself and the ratio rb/rt. Different rock types have a specific position in a plot of formation factor versus porosity including a forward calculated grid for varying ratio rb/rt. Sand and gravel are characterized by low ratios rb/rt of 2.5 to 4.5, while sandstones possess intermediate rb/rt of 5.0 to 20.0. Carbonates show the greatest variability with ratios of 1.0 to 40.0. This newapproach can be used to derive the ratio rb/rt from a determination of porosity and formation factor and thus enhances the understanding of pore space geometries in different formation types, which is also of importance for hydraulic conductivity.

bne: Sun Wen-Jie, Li Ning, Wu Hong-Liang, Wang Ke-Wen and Zhang Gong Establishment and application of logging saturation interpretation equation in vuggy reservoirs APPLIED GEOPHYSICS, Vol.11, No.3 (September 2014), P. 257-268 Abstract: Vuggy reservoirs are the most common, albeit important heterogeneous carbonate reservoirs in China. However, saturation calculations using logging data are not well developed, whereas Archie method is more common. In this study, electrical conduction in a vuggy reservoir is theoretically analyzed to establish a new saturation equation for vuggy reservoirs. We found that vugs have a greater effect on saturation than resistivity, which causes infl ection in the rock-electricity curve. Using single-variable experiments, we evaluated the effects of vug size, vug number, and vug distribution on the rock-electricity relation. Based on the general saturation model, a saturation equation for vuggy reservoirs is derived, and the physical signifi cance of the equation parameters is discussed based on the seepage–electricity similarity. The equation parameters depend on the pore structure, and vugs and matrix pore size distribution. Furthermore, a method for calculating the equation parameters is proposed, which uses nuclear magnetic resonance (NMR) data to calculate the capillary pressure curve. Field application of the proposed equation and parameter derivation method shows good match between calculated and experimental results, with an average absolute error of 5.8%. Keywords: Vuggy reservoir, saturation, general solution saturation equation, capillary pressure, capillary pressure curve, NMR, rock electricity

bne: Experimental Study of the Effects of IFT and Hysteresis on Resistivity and Capillary Pressure of Carbonate Rocks P. H. Ahmadzadeh,1 M. Masihi,1 A. Al-Ajmi,2 T. Al-Wahaibi,2 and Y. Al-Wahaibi2 Department of Chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology, Tehran, Iran Petroleum and Chemical Engineering Department, Sultan Qaboos University, Muscat, Oman Characterizing the electrical resistance of the formation rock is of great importance in, for example, interpreting the well log data, calculating the porosity, and water saturation for the formation rocks. The relation between the resistivity factor and porosity and also between the resistivity index and water saturation (Archie equation) in the formation rock uses the parameters, such as the cementation factor and saturation exponent. However, the direct application of Archie equation to carbonate rocks that are very heterogeneous and mostly oil-wet needs further investigation. In this experimental work, the effects of overburden pressure, temperature, and interfacial tension on the capillary pressure and resistivity characteristics during the imbibition and drainage processes are studied. The results showed a decrease of the saturation exponent when the rock changes from the oil-wet to the water-wet, during the primary drainage (e.g., from 5.6 to 2.29), imbibition (e.g., from 3.98 to 1.93), and the secondary drainage (e.g., from 4 to 2.04). As a result, this study improves understanding of the reservoir rock behavior especially when the enhanced oil recovery processes are studied.

БНЕ_Home: Geophysical Research Letters Volume 42, Issue 12 28 June 2015 Pages 4833–4840 Research Letter An electrical conductivity model for fractal porous media Authors Wei Wei, Jianchao Cai, Xiangyun Hu, Qi Han First published: 28 June 2015Full publication history DOI: 10.1002/2015GL064460View/save citation Cited by: 1 articleRefresh citation countCiting literature Article has an altmetric score of 1 Funding Information Abstract Archie's equation is an empirical electrical conductivity-porosity model that has been used to predict the formation factor of porous rock for more than 70 years. However, the physical interpretation of its parameters, e.g., the cementation exponent m, remains questionable. In this study, a theoretical electrical conductivity equation is derived based on the fractal characteristics of porous media. The proposed model is expressed in terms of the tortuosity fractal dimension (DT), the pore fractal dimension (Df), the electrical conductivity of the pore liquid, and the porosity. The empirical parameter m is then determined from physically based parameters, such as DT and Df. Furthermore, a distinct interrelationship between DT and Df is obtained. We find a reasonably good match between the predicted formation factor by our model and experimental data.

БНЕ_Home: халтура Но текст добыть не могу Наверное в BAP текст есть Надо бы там хороших знакомых завести

БНЕ_Home: Journal of Geophysical Research: Solid Earth Volume 120, Issue 11 November 2015 Pages 7361–7375 Research Article Universal scaling of the formation factor in clays: Example from the Nankai Trough Authors Hugh Daigle, Behzad Ghanbarian, Pierre Henry, Marianne Conin First published: 21 November 2015Full publication history DOI: 10.1002/2015JB012262View/save citation Cited by: 0 articles Check for new citations Funding Information Abstract Electrical conductivity is a fundamental characteristic describing how strongly a network opposes flow of electrical current. In fully water-saturated porous media the conductivity, represented by the formation factor, is mainly controlled by porosity, connectivity of the conducting phases, and the tortuosity of electrical current paths. Previous work has shown that universal scaling derived from percolation and effective medium theories accurately describes the relationship between formation factor and porosity when the percolation threshold is taken account, as well as the porosity value at which the scaling switches from percolation theory to effective medium theory. We determined the formation factor in clay-rich sediments based on cation exchange capacity measurements on samples from five scientific ocean drilling sites in the Nankai Trough. We then compared the results to predictions from universal scaling after determining the volume of clay-bound water and the percolation threshold. We found that the previously reported universal scaling relations hold in these clay-rich sediments once the corrections are made for the clay-bound water and that percolation scaling appears to be valid over the entire range of observed porosities, probably due to relatively broad pore size distributions or low pore system connectivity. Our results show that universal scaling can be applied to describe the porosity dependence of the formation factor in clay-rich sediments when appropriate corrections are made for the presence of clay-bound water.

bne: ОСОБЛИВОСТІ МОДЕЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПЛАСТІВ-КОЛЕКТОРІВ З ВИКОРИСТАННЯМ ДАНИХ НОВІТНІХ КАРОТАЖНИХ ТЕХНОЛОГІЙ 1 І. О. Федак, 1Я. М. Коваль, 2І. М. Кузів Существующие технологии поиска и разведки нефтегазонасыщенных горизонтов являются эффекти- вными для типичных геологических условий, но приводят к значительным погрешностям при исследовании сложнопостроенных пластов-коллекторов. Именно в таких геологических условиях сегодня есть перспек- тива обнаружения новых залежей нефти и газа. Поэтому актуальной является проблема адаптации сов- ременных технологий к условиям конкретных нефтегазовых месторождений. Одним из направлений реше- ния этой проблемы является создание адекватной модели электрических свойств низкоомных пластов- коллекторов. В такой модели труднее всего удается математически описать структуру порового про- странства пласта-коллектора по причине его значительной неоднородности. В существующих моделях используют косвенные параметры для учета влияния структуры порового пространства на удельное элек- трическое сопротивление пласта-коллектора, что во многих случаях приводит к значительным погрешно- стям. В данной работе предлагается для усовершенствования модели электропроводности горной породы использовать возможности современного скважинного метода визуализации ядерно-магнитного резонан- са, который позволяет непосредственно оценить структуру порового пространства пласта-коллектора. Ключевые слова: модель электропроводности горной породы, низкоомные пласты-коллекторы, ядерно- магнитный каротаж, структура порового пространства. Existing technologies for prospecting and exploration of oil-and-gas saturated horizons are effective for typical geological conditions but cause significant errors when studying complex reservoirs. In such geological conditions today there is a prospect of discovering new oil and gas deposits. Therefore, the urgent problem is the adaptation of modern technologies to the conditions of particular oil and gas fields. One of the ways to solve this problem is to create an adequate model of the reservoir electrical properties. The most difficult thing in such a model is to mathematically describe the structure of the reservoir pore space due to its great heterogeneity. Indirect parameters for taking into account the pore space structure influence on the reservoir electrical resistivity, which in many cases causes significant errors, were used in the existing models. In this paper we propose to use the possibilities of the modern borehole imaging method of nuclear magnetic resonance, which allows to evaluate the structure of the reservoir pore space, to improve the rock electrical conductivity model. Key words: rock electrical conductivity model, low resistance reservoirs, nuclear magnetic logging, pore space structure. Google навел на статью (прислал ссылку по почте, наверное из-за ссылок на Элланского и Вендельштейна) http://scholar.google.ru/scholar_url?url=http://www.irbis-nbuv.gov.ua/cgi-bin/irbis_nbuv/cgiirbis_64.exe%3FC21COM%3D2%26I21DBN%3DUJRN%26P21DBN%3DUJRN%26IMAGE_FILE_DOWNLOAD%3D1%26Image_file_name%3DPDF/rrngr_2015_2_7.pdf&hl=ru&sa=X&scisig=AAGBfm2gE0QFbPCDsKs80hSaXYRFOFxAbw&nossl=1&oi=scholaralrt Мои предшествующие попытки списаться с украинскими коллегами остались (к сожалению) безрезультатными

bne: Textural control on the quadrature conductivity of porous media Qifei Niu, Manika Prasad, André Revil, and Milad Saidian ABSTRACT Induced polarization (IP) has been broadly used for environmental and hydrogeological applications and in civil engineering. The IP response of a porous medium without metallic particles (described by its quadrature conductivity or its normalized chargeability) is controlled by the interfacial electrochemistry of the electrical double layer and the pore-space geometry. We use the specific surface per unit pore volume normalized by the formation factor (i.e., Spor∕F) as the controlling textural parameter for the quadrature conductivity. This relationship is obtained by averaging the surface conductance over the pore volume. A database that contains 76 samples (including porous borosilicate glass, sandstones, and clayey sediments) is used to check the new scaling. In addition to these data, we have conducted new IP measurements on 13 samples from the Middle Bakken Formation corresponding to low-porosity clayey materials. Comparison between the experimental data and our model confirms that the ratio Spor∕F is the dominant textural parameter describing the quadrature conductivity σ 0 0 of a broad range of porous media. The database was also used to test whether the quadrature conductivity depended either on Spor, or the specific surface area Sm, or the ratio Sm∕ðFϕÞ (ϕ being the connected porosity). Although the quadrature conductivity scales with Spor and Sm for high-porosity sandstones, these relationships are not appropriate for the low-porosity clayey materials presented in this study. However, experimental data support the dependence of the quadrature conductivity on Sm∕ðFϕÞ, a published relationship obtained through the volume averaging approach. GEOPHYSICS, VOL. 81, NO. 5 (SEPTEMBER-OCTOBER 2016); P. E297–E309

bne: THE APPLICATION OF CEC RATIO METHOD IN THE EVALUATION OF TUFFACEOUS SANDSTONE RESERVOIRS: AN EXAMPLE IN THE X DEPRESSION OF THE HAILAR-TAMTSAG BASIN Authors PAN Bao-Zhi, LIU Si-Hui, HUANG Bu-Zhou, FANG Chun-Hui, GUO Yu-Hang Abstract The logging evaluations of tuffaceous sandstone reservoirs are always difficult problems. The existence of tuff results in the great variations in reservoir pore structures, and the associated physical properties, which greatly influence the formation parameters. Therefore, the effects of tuff on saturation models cannot be ignored. This study took the tuffaceous sandstone reservoirs in the X depression of the Hailar-Tamtsag Basin as an example. Based on the differences of the response characteristics between the tuff and shale, the component content was calculated using a method which combined a bacterial foraging algorithm and a particle swarm optimization algorithm. The experimental data of the cation exchange capacity (CEC) proved that the tuff had conductivity. Then, the resistivity of the tuff was obtained using the relationship between the CEC and the resistivity, which was then used to calculate the saturation. Finally, a new method was proposed to calculate the saturation of a tuffaceous sandstone reservoir, and was referred to as a CEC ratio method. The calculation results of this method were found to have a good application effect.

bne: Acta Geophysica DOI: 10.1515/acgeo-2016-0063 ________________________________________________ Ownership: Institute of Geophysics, Polish Academy of Sciences; © 2016 Malureanu et al. New Relations of Water Saturation’s Calculus from Well Logs Ion MALUREANU1 , Tudor BOACA2 , and Daniela-Doina NEAGU1 1 Petroleum-Gas University of Ploiesti, Faculty of Petroleum and Gas Engineering, Department of Petroleum Geology and Reservoir Engineering, Ploiesti, Romania e-mails: imaluraenu@upg-ploiesti.ro, daniela.neagu@upg-ploiesti.ro 2 Petroleum-Gas University of Ploiesti, Faculty of Letters and Science, Department of Information Technology, Mathematics and Physics, Ploiesti, Romania e-mail: tboaca@upg-ploiesti.ro Abstract The saturation in water or hydrocarbon is an important petrophysical parameter used for the evaluation of oil and gas reservoirs. It represents the amount of hydrocarbons in a reservoir. There are many relations to determine the water saturation from well logs by using the physical properties of rocks. The accurate determination of the hydrocarbon formation or the water saturation is given by the accuracy of the parameters used for calculating and by the relations used. This paper makes an analysis of the relations for water saturation calculation using the Walter H. Fertl classification. The four types of relations were modified using the MacLaurin series of the exponential function. It also analyses the cases when the water saturation is not to be found in the variation range [0,1]. The new relations giver values that are always greater than 0 and we have established the conditions for the water saturation to be less than 1. In the final part of the paper we make an application which confirms the theoretical aspects presented in the first part of the paper. Key words: water saturation, well log, true resistivity, MacLaurin series.

bne: Забавно, что публика повторила трюк из моего студенческого диплома (сходство разложения в ряд разных функций при малом аргументе) В книжке с ММ Элланским это также упомянуто Правда, далеко вперед это их не завело Но для ссылки может быть полезно

bne: Two effective methods for calculating water saturations in shale gas reservoirs Jingling Xu1,2,3*, Lei Xu1,2,3 and Yuxing Qin4 Right Running Head: Calculating methods of water saturations 1 School of Geophysics and Information Technology, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China. E-mail:jlxu@cugb.edu.cn. 2Key Laboratory of Geo-detection (China University of Geosciences, Beijing), Ministry of Education, Beijing 100083, China. E-mail:jlxu@cugb.edu.cn. 3 State Key Laboratory of Geological Processes and Mineral Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China. E-mail:jlxu@cugb.edu.cn. 4Wireline Logging Company, BHDC, Tianjin, China. E-mail: qinyux@petrochina.cn. Abstract: Water saturation is one of the most important parameters in petroleum exploration and development. However, its calculation has been limited by the insufficient logging data required by a new technique that further influences the calculation of the free gas content.. The accuracy of water saturation estimates is also a critical issue because it controls whether we can obtain an accurate gas saturation estimate. Organic matter plays an important role in shale gas reservoirs, and the total organic carbon (TOC) indirectly controls the gas content and gas saturation. Hence, water saturation is influenced by inorganic components and organic components. After analyzing the relationship between TOC, core water saturation and conventional gas saturation, considering the influence of TOC on gas saturation in organic-rich shale reservoirs, two new methods are proposed to improve the accuracy of water saturation estimates: the revised water saturation-TOC method and the water saturation separation method, in which Archie water saturation, modified total shale water saturation, and TOC are integrated. According to the case studies of Longmaxi-Wufeng shale, southeastern Sichuan basin, China, the water saturation results from these two methods in shale reservoirs with different lithology are consistent with those from core analysis. It is concluded that these two methods can be evaluated quickly and effectively evaluate the water saturation of shale reservoirs. Keywords: Shale gas reservoirs, Revised water saturation-TOC method, Water saturation separation method, Conventional water saturation

bne: По ним TOC вполне себе устойчиво связано с Sw (Кв) по керну С учетом того, что по объекту немало и пирита (даже плотность достигает 2.8) как то оно без изысков Хотя вводная библиография имеется

bne: New Relations of Water Saturation’s Calculus from Well Logs Ion MALUREANU, Tudor BOACA , and Daniela-Doina NEAGU1 Petroleum-Gas University of Ploiesti, Faculty of Petroleum and Gas Engineering, Department of Petroleum Geology and Reservoir Engineering, Ploiesti, Romania Abstract The saturation in water or hydrocarbon is an important petrophysical parameter used for the evaluation of oil and gas reservoirs. It represents the amount of hydrocarbons in a reservoir. There are many relations to determine the water saturation from well logs by using the physical properties of rocks. The accurate determination of the hydrocarbon formation or the water saturation is given by the accuracy of the parameters used for calculating and by the relations used. This paper makes an analysis of the relations for water saturation calculation using the Walter H. Fertl classification. The four types of relations were modified using the MacLaurin series of the exponential function. It also analyses the cases when the water saturation is not to be found in the variation range [0,1]. The new relations giver values that are always greater than 0 and we have established the conditions for the water saturation to be less than 1. In the final part of the paper we make an application which confirms the theoretical aspects presented in the first part of the paper. Key words: water saturation, well log, true resistivity, MacLaurin series.

bne: Румынские петрофизики осчастливили мир (разделив водонасыщенность на три части) При этом суммарно это вылилось в 61 формулу ;-)

bne: On the effective transport properties of heterogeneous materials Sy-Tuan Nguyen, Duc-Chinh Pham, Minh-Ngoc Vu, Quy-Dong To International Journal of Engineering Science 104 (2016) 75–86 This paper provides a new homogenization scheme, which is a combination of the theoretical and experimental approaches, for modeling effective transport properties of heterogeneous materials. Differ from the classical methods, this method considers a free conductivity of the reference matrix that is not a pre-defined parameter and can be calibrated based on an inverse analysis using available microscopic and macroscopic data. This technique is illustrated using experimental data of electrical conductivity of rocks published in literature. We show that the conductivity of the reference matrix can be approximated by linear or quadratic functions of the porosity. The proposed approach can be used to model materials containing highly contrast phases.

bne: публика доехала У них выходит, что если подбирать формально константы то и без ёмкости обмена можно обойтись (хотя вариант линейной связи поверхностной проводимости с проводимостью воды приводят) Шокирован... ;-(

bne: GJI Marine geosciences and applied geophysics Ultra-broad-band electrical spectroscopy of soils and sediments— a combined permittivity and conductivity model M. Loewer,1 T. Gunther, ¨ 1 J. Igel,1 S. Kruschwitz,2 T. Martin3 and N. Wagner4 Geophys. J. Int. (2017) 210, 1360–1373 doi: 10.1093/gji/ggx242 SUMMARY We combined two completely different methods measuring the frequency-dependent electrical properties of moist porous materials in order to receive an extraordinary large frequency spectrum. In the low-frequency (LF) range, complex electrical resistivity between 1 mHz and 45 kHz was measured for three different soils and sandstone, using the spectral induced polarization (SIP) method with a four electrode cell. In the high-frequency (HF) radio to microwave range, complex dielectric permittivity was measured between 1 MHz and 10 GHz for the same samples using dielectric spectroscopy by means of the coaxial transmission line technique. The combined data sets cover 13 orders of magnitude and were transferred into their equivalent expressions: the complex effective dielectric permittivity and the complex effective electrical conductivity. We applied the Kramers-Kronig relation in order to justify the validity of the data combination. A new phenomenological model that consists of both dielectric permittivity and electrical conductivity terms in a Debye- and Cole–Cole-type manner was fitted to the spectra. The combined permittivity and conductivity model accounts for the most common representations of the physical quantities with respect to the individual measuring method. A maximum number of four relaxation processes was identified in the analysed frequency range. Among these are the free water and different interfacial relaxation processes, the Maxwell-Wagner effect, the counterion relaxation in the electrical double layer and the direct-current electrical conductivity. There is evidence that free water relaxation does not affect the electrical response in the SIP range. Moreover, direct current conductivity contribution (bulk and interface) dominates the losses in the HF range. Interfacial relaxation processes with relaxations in the HF range are broadly distributed down to the LF range. The slowest observed process in the LF range has a minor contribution to the HF response.

bne: Google наводит на всё большее число публикаций по эффектам с частотной дисперсией и вызванной поляризацией На мой вкус публика тут не вполне на высоте Снова вводят параллельные проводники

bne: A New Resistivity-Based Model for Improved Hydrocarbon Saturation Assessment in Clay-Rich Formations Using Quantitative Clay Network Geometry and Rock Fabric AuthorsArtur Posenato Garcia (The University of Texas at Austin) | Archana Jagadisan (The University of Texas at Austin) | Ameneh Rostami (The University of Texas at Austin) | Zoya Heidari (The University of Texas at Austin) Document IDSPWLA-2017-GPublisherSociety of Petrophysicists and Well-Log AnalystsSource SPWLA 58th Annual Logging Symposium, 17-21 June, Oklahoma City, Oklahoma, USA Publication Date2017 ABSTRACT The importance of the clay-network conductivity in resistivity-based saturation assessment has been well recognized over the years. The existing shaly sand models are oversimplified by assuming that the clays are present in the rock predominantly as laminated, dispersed, or structural. This assumption, however, is not reliable in many clay-rich formations because, in nature, clay minerals can have complex spatial distributions. Furthermore, the conventional shaly sand resistivity models such as Waxman-Smits, Dual-Water, Simandoux, and Indonesia do not take into account spatial distribution and connectivity of clay network. Spatial distribution of clay network can significantly affect resistivity of clay-rich formations and oversimplifying this distribution can lead to huge uncertainties in estimates of water saturation in such formations. In this paper, we introduce a new resistivity-based model which quantitatively takes into account the actual clay-network geometry and distribution and type of clay minerals. Reliable incorporation of spatial distribution of clay network (i.e., not limited to extreme cases of dispersed, layered, and structural) improves reserves evaluation in clay-rich formations with complex clay network structure. The new resistivity model incorporates directional pore-network connectivity of each conductive component of the rock that forms a percolating network. The directional connectivity is calculated as a function of the volume fractions and rock fabric features such as directional tortuosity and constriction factor of each rock component. The aforementioned rock fabric features are quantitatively evaluated from the three-dimensional (3D) pore-scale images. We scan core samples from clay-rich formations using a high-resolution micro- Computed Tomography (CT) scanner. Then, we perform trainable segmentation on each set of two-dimensional (2D) raw images to identify different rock components and pores. The 2D segmented images are then converted into a 3D volume. We apply a semi-analytical streamline model to estimate the network connectivity and tortuosity of the conductive components from the 3D binary images, which will be inputs to the introduced model. We successfully applied the introduced model in several synthetic rock samples as well as in actual clay-rich rock samples including a shaly formation and a mudrock. The electrical conductivity, estimated from numerical simulations, was in agreement with the resistivity estimates from the new model. Comparison of the results against conventional methods showed that saturation estimates were improved by up to 50% in more than 60% of the samples after quantitatively taking into account spatial distribution of clay network. The outcomes of this paper are promising for successful application of the introduced model for improved in-situ assessment of hydrocarbon saturation through assimilating the impacts of rock fabric and spatial distribution of clay networks on electrical resistivity measurements. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPWLA-2017-G

bne: 1) Почти наверняка не скоро до меня сама статья на халяву доберется 2) Использование локально извилистости не вдохновляет 3) Переход от 2D к 3D не сильно понятен 4) Как готовился и насыщался образец неизвестно 5) Как они задавали свойства глин не очевидно 6) На какой минерализации или их совокупности они работали - неясно Все мутно, хоть и интересно И как-то не от большого IMHO ума люди начинают с указания на новизну модели

БНЕ_Home: A new theoretical interpretation of Archie’s saturation exponent Paul W. J. Glover School of Earth and Environment, University of Leeds, Leeds, UK Published: 26 July 2017 Abstract. This paper describes the extension of the concepts of connectedness and conservation of connectedness that underlie the generalized Archie’s law for n phases to the interpretation of the saturation exponent. It is shown that the saturation exponent as defined originally by Archie arises naturally from the generalized Archie’s law. In the generalized Archie’s law the saturation exponent of any given phase can be thought of as formally the same as the phase (i.e. cementation) exponent, but with respect to a reference subset of phases in a larger n-phase medium. Furthermore, the connectedness of each of the phases occupying a reference subset of an n-phase medium can be related to the сonnectedness of the subset itself by Gi D GrefSnii . This leads naturally to the idea of the term Snii for each phase i being a fractional connectedness, where the fractional connectednesses of any given reference subset sum to unity in the same way that the connectednesses sum to unity for the whole medium. One of the implications of this theory is that the saturation exponent of any phase can be now be interpreted as the rate of change of the fractional connectedness with saturation and connectivity within the reference subset.

БНЕ_Home: Уравнение Glover было введено для оценки сопротивления пород по аналогии с уравнением Арчи (добавлением второго и последующих членов со степенью от объёмного содержания очередной проводящей компоненты). Столь "прогрессивная" идея озаряла значительное число умов, но мало был столь же последователен в отстаивании её фундаментальности как Glover. В рассуждениях Glover о возможной асимметричности компонент безусловно есть верно подмеченный фактор. Однако ввести такую асимметрю легко с помощью того же методп непрерывного смешения и принципа вложения компонент друг в друга и дисретного смешения. Что же касается самого "уравнения Glover то грустно, что автор не догадался предположить, что все проводящие компоненты имеют одинаковую проводимость. В этом случае такую проводимость имеет и порода в целом, но уравнение Glover дает иной ответ.

bne: Парадокс Симпсона (Парадокс Юла—Симпсона, парадокс объединения) – эффект, явление в статистике, когда при наличии двух групп данных, в каждой из которых наблюдается одинаково направленная зависимость, при объединении этих групп направление зависимости меняется на противоположное. Это явление было описано Эдвардом Симпсоном в 1951 году и Удни Юлом в 1903 году. Название «парадокс Симпсона» впервые предложил Колин Блайт (Blyth, Colin R.) в 1972 году. Однако, так как Симпсон не был первооткрывателем этого эффекта, некоторые авторы используют безличные названия, например, «парадокс объединения». https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D1%80%D0%B0%D0%B4%D0%BE%D0%BA%D1%81_%D0%A1%D0%B8%D0%BC%D0%BF%D1%81%D0%BE%D0%BD%D0%B0 ================================ Я по наивности "переоткрыл" применительно к уравнению Дахнова-Арчи (в связи с темой различия эмпирических и статистических соотношений) Век живи- век учись и дураком останешься ;-(( Видно, что он может быть широко применим во многих случаях Тема IMHO сопряжена с делением на литотипы и с взаимосвязями-связками

bne: A proposed solution to the determination of water saturation: using a modelled equation Jethro Sam‑Marcus · Efeoghene Enaworu · Oluwatosin J. Rotimi · Ifeanyi Seteyeobot Abstract Reservoir characterization is an important phase in oil and gas field development, which takes place during the appraisal phase of either a green field or a brown field upon which further development options are considered. Water saturation is a very important parameter in the general description of the reservoir as well as equity determination and dynamic modelling. Numerous equations have been developed which have been used to determine water saturation, but calculated water saturation values have been inconsistent with the saturation values determined from core analysis. This is generally due to their inability to account for the varying distribution of shale in the reservoir and the often incorrectness of their underlying assumptions. The major aim of this research is to develop a model which can be used to determine water saturation values using data from well logs; also, to compare the developed model with other existing models used in the oil and gas industry, using data from core analysis and well logs as the input data; and then finally, to discuss the results of the comparison, using the core-derived saturation values as the bench mark. The model is based on a parallel resistivity model, which is based on the assumption that the conductivity of the sandstone term and the shale term exist in parallel in the shaly-sand reservoir. The shale term in the reservoir of the model is based on the assumption that the clay-bound electrons do not move in the same conductivity path as the sandstone electrons. The shale conductivity term is based on the bound water saturation and the bound water resistivity. The modelled equation was compared in two scenarios using well log data and core data from two different reservoirs, and the model showed consistency in predicting the average water saturation in both reservoirs. The results of the comparison were positive for the modelled equation, as it gave coherent results in both comparison scenarios and matched reasonably the average water saturation of the selected reservoirs. This developed model can serve as an accurate means of determining water saturation in reservoirs, especially for reservoirs with similar characteristics as the selected reservoirs in this research.

bne: Россиянам оказывается есть куда двигаться ================ Petroleum Engineering Department, Covenant University, Ota, Nigeria ================ Так оно яснее Но сами по себе деяния авторов по моделированию и их результат это не снимает

bne: Обидно за него, но и не ожидал от петрофизиков из Австралии большего Антиподы же (не взирая на обилие русскоязычных) ;-)) Series-parallel structure-oriented electrical conductivity model of saturated clays Md Farhad Hasana, Hossam Abuel-Nagab, Philip Broadbridgec, E.-C. Leongd A B S T R A C T A new series-parallel model for electrical conductivity of saturated clays that considers particles structure orientation is presented in this study. The new model introduces a simple approach to consider the effect of surface conductivity of clay particles on the electrical conductivity of saturated clays. The proposed approach considers the clay particle and its surrounding diffuse double layer, as a single unit called an effective clay particle, and assigns it an isotropic apparent electrical conductivity that can be determined using a simple experimental method. Therefore, the saturated clay can be considered as a two-phase material (binary mixture) namely, free pore water and effective clay particles. Considering the clay particles structure orientation, the proposed electrical conductivity model in this study geometrically configures the components of two-phase saturated clays in a series-parallel form to determine the electrical conductivity of clay. The proposed electrical conductivity model uses one parameter that can be determined experimentally and it reflects the anisotropic condition of the clay fabric. The validity of the proposed model is verified by comparing its results with the experimental results of three different clay types reconstituted at different dry density levels and particles structure orientations. The comparison shows the accuracy of the proposed model in predicting the electrical conductivity of saturated clays

bne: Послал ему письмо ================= Здравствуйте, уважаемый г-н С.Гусев ! Я занимаюсь (помимо прочего) тематикой низкоомных коллекторов и неожиданно для меня набрел на реферат Вашей статьи в Elibrary Конечно, меня не украшает, что набрел поздно и почти случайно ;-(( И не оправдывает скаредность босса по части подписки ;-( Не могли бы Вы выслать электронную копию Ваших публикаций по указанной теме Если буду использовать - гарантирую ссылки на полученные материалы Если Вам интересно то могу выслать свои публикации по теме -- C уважением и надеждой на понимание, Борис Николаевич Еникеев (БорисЕ) К.т.н., член SPWLA, EAGE, HAЭН Главный петрофизик ЗАО ПАНГЕЯ ================= Ждемс

B_N_E_8: Петрофизики в ней практически нет Ссылок на отечественных авторов - также нет Ссылка (работает для зарегистрированных в Elibrary) https://www.elibrary.ru/item.asp?id=25983553

bne: Effect of bacterial adsorption on low frequency electrical properties of clean quartz sands and iron-oxide coated sands http://sci-hub.tw/10.1029/2008GL036196 Остается только задумываться о повторных замерах и роли минералогии

bne: A Petrophysical Dual-Porosity Model for Evaluation of Secondary Mineralization and Tortuosity in Naturally Fractured Reservoirs Authors Jaime Piedrahita (University of Calgary) Roberto Aguilera (University of Calgary) Май 2017

bne: Квадрат LgW спокойненько вписывается в степень W И то с каким коэффициентон он вписывается и характеризует уровень отклонения от уравнения Дахнова-Арчи

bne: Conductivity model for pyrite-bearing laminated and dispersed shaly sands based on a differential equation and the generalized Archie equation* APPLIED GEOPHYSICS, Vol.15, No.2 (June 2018), P. 208–221, 18 Figures. Guo Zhi-Hua1,2, Song Yan-Jie♦1,2, Tang Xiao-Min1,2, and Wang Chao1 Abstract: The conductance of pyrite-bearing laminated and dispersed shaly sands is not well understood and resistivity models for pyrite-bearing shaly sands are nonexistent. Thus, we first synthesize clean pyrite-matrix samples, and quartz-matrix samples with variable laminated shale, dispersed shale, and pyrite content and then perform petrophysics experiments to assess the effect of pyrite content on the conductivity of pyrite-bearing shaly sands. Second, based on the differences in conductivity and conduction pathways and geometries because of the variable composition of the pyrite-bearing laminated and dispersed shaly sands, we divide the shaly sands into their components, i.e., laminated shale, quartz grains, pyrite grains, hydrocarbon, dispersed shale, microscopic capillary water, and mobile water. A generalized resistivity model is proposed to describe the conductivity of pyritebearing laminated and dispersed shaly sands, based on the combined conductivity differential equation and generalized Archie equation. In the generalized resistivity model, the conductivity differential equation is used to describe the conductivity of dispersed inclusions in a host, whereas the generalized Archie equation is used to describe the conductivity of two conducting phases. Moreover, parallel conductance theory is used to describe the conductivity of dispersed shaly sands and laminated shale. Theoretical analysis suggests that the proposed model satisfi es the physical constraints and the model and experimental results agree. The resistivity and resistivity index of shaly sands decrease with increasing conductivity and pyrite. Finally, the accuracy of the resistivity model is assessed based on experimental data from 46 synthetic core samples with different oil saturation. The model can describe the conductivity of clean pyrite-matrix samples, and quartz-matrix samples with different volumes of laminated shale, dispersed shale, and pyrite. An accurate saturation model of pyrite-bearing laminated and dispersed shaly sands is thus obtained and the log data interpretation in complex shaly sands can improve with the proposed model.

bne: Даже удивляет А ведь совсем недавно про юбилей уравнения писал И ведь читают, но не доходит

bne: Experimental investigation on the effect of wettability on rock-electricity response in sandstone reservoirs Y Han, C Zhou, J Yu, C Li, F Hu, H Xu, C Yuan - Fuel, 2019 - Elsevier A B S T R A C T To fundamentally study the effect of wettability on sandstone conductivity, a series of experiments, including rock-electricity, nuclear magnetic resonance (NMR) and wettability tests, were conducted systematically on high- and low-permeability sandstone samples. The results show that wettability had different influence on the conductivity laws of high- and low-permeability sandstones, which was mainly caused by the complex combination of pore and pore-throat. The conductivity laws of oil-wet high-permeability sandstones, which mainly developed large pores and coarse throats with small water-wet bound space, were mainly followed the oil-wet conduction law. However, the preferentially oil-wet low-permeability sandstones primarily developed middleto-small pores and micro throats with large water-wet bound space. Hence, the large amount of bound space followed the water-wet conduction law, while the relatively large pore with oil-wet property was dominated by oil-wet conduction law. Consequently, the conductivity of oil-wet sandstones with low-permeability was cocontrolled by the wettability and pore structure. The study can result in a quite different saturation under the same resistivity compared with the Archie ’s law, and provide a meaningful guidance for establishing oil-saturation calculation model, which can improve the oil-layer identification accuracy and eventually enhance the oil-wet reservoir recovery.

bne: Влияние восстановления смачиваемости на электрические свойства карбонатных пород нижневендских отложений Восточной Сибири Фадеев А.М. https://2d5385f0-870f-473a-b271-aa454e83c7c1.filesusr.com/ugd/2e67f9_6edbeced0bf84321acbaa3fa3c1aa180.pdf Добросовестная IMHO статья Правда непонятно почему поправка за Квс берется в обратную сторону Получается якобы дополнительная проводимость

bne: L. Levy,´ 1,2,3 B. Gibert,4 F. Sigmundsson,2 O.G. Fl´ ovenz,´ 3 G.P. Hersir,3 P. Briole1 and P.A. Pezard4 The role of smectites in the electrical conductivity of active hydrothermal systems: electrical properties of cores amples from Krafla volcano, Iceland Geophys. J. Int. (2018) 215, 1558–1582 doi: 10.1093/gji/ggy34 S U M M A R Y The underground circulation of hot water, of interest for geothermal energy production, is often indirectly inferred from the presence of minerals formed by hydrothermal alteration at different temperatures. Clay minerals, such as smectite and chlorite, can be mapped from the surface using electrical soundings and give information about the structure of the geothermal system. Here, we investigate the specific role of smectite in the electrical response of igneous basaltic rocks and evaluate what physical processes make smectite a better electrical conductor than surrounding minerals. Laboratory measurements of cation exchange capacity (CEC), mineralogy, porosity and electrical conductivity are presented for 88 core samples from four boreholes at the Krafla volcano, Northeast Iceland. CEC is found to be a reliable measure of the smectite weight fraction in these volcanic samples, through a comparison with an independent quantification of the smectite content using Rietveld refinements of X-ray diffraction patterns. The bulk electrical conductivity, measured at fluid conductivities in the range 0.02–11.7 S m− 1 , increases non-linearly with the fluid conductivity for samples with high smectite content. This non-linear variation is fitted with a function and a model for a conduction process through connected interlayer spaces within smectite. The process differs from electrical double layer conduction, which involves only cations on the crystal edges of smectite, not in the interlayer spaces. The laboratory results can help refine interpretations of electrical soundings in the context of geothermal exploration

bne: Electrical conductivity spectra were obtained for each sample saturated with six distinct saline solutions, with both the two-electrode and four-electrode set-ups, as shown in Fig. 3. Only real conductivity values at 1 kHz are used here and available as Supporting Information Нет проницаемости (возможно из-за неоднородности) Нет сопротивления и его придется восстанавливать до параметра пористости

bne: И ещё статья! A. Revil, A. Ghorbani, L.S. Gailler, M. Gresse, N. Cluzel, N.Panwar, R. Sharma Electrical conductivity and induced polarization investigations at Kilauea volcano, Hawai'i Journal of Volcanology and Geothermal Research Тут три небольших массива и расчет и поверностной проводимости и вычленение роли магнетита!

bne: A. Z. Bedcher (1965) Electrical anisotropy of clays - its geological significance, International Geology Review, 7:1, 7-10

bne: Неожиданно обнаружил интересные данные в скважинах ODP Притом эксперименты с измерением сопротивления для вулканогенных пород Причем многосолевые измерения проводились несколько лет (Pezard) и та группа связана c Revil

B_N_E_8: Текст написан С таблицами данных, уравнениями и визуализацией Согласуется с заказчиком оформление

bne: Chang-Yu Hou (Schlumberger-Doll Research Center) | Denise E. Freed (Schlumberger-Doll Research Center) | Nikita Seleznev (Schlumberger-Doll Research Center) | Dean M. Homan (Schlumberger) | John Rasmus (Schlumberger) | Gong Li Wang (Schlumberger) | Natalie Uschner-Arroyo (Schlumberger) Document ID SPWLA-5045 PublisherSociety of Petrophysicists and Well-Log AnalystsSource SPWLA 61st Annual Logging Symposium -

bne: Замечено, что высокоразвитые керогенсодержащие пласты в окне сухого газа могут иметь очень низкое удельное сопротивление, что не может быть объяснено существующими уравнениями или моделями насыщения. Удельное сопротивление может считывать менее 0.2 Омм в этих сравнительно низкопористых пластах. Эти пласты часто осуждаются как полностью насыщенные водой без дальнейших исследований, потому что не существует метода для надежного расчета углеводородов на месте на основе каротажных диаграмм удельного сопротивления. Недавний достижения в индукционной обработке позволяет нам определять удельное сопротивление и диэлектрическую проницаемость одновременно из измерений индукции низкочастотного (~ 20 кГц) поля. Мы обработали много скважин, проникающих в эти аномально низкоомные пласты, чтобы определить, имеют ли они отчетливую картину удельное сопротивление - диэлектрическая проницаемость. Мы обнаружили, что некоторые аномально керогенсодержащие пласты с низким удельным сопротивлением имеют очень высокую диэлектрическую проницаемость. Там, где низкочастотная диэлектрическая проницаемость и проводимость являются высокими, мы предполагаем, что в этом сигнале преобладает эффект графитового керогена, который является проводящим и часто имеет высокую анизотропию. Чтобы объяснить измеренные удельное сопротивление индуктивности и диэлектрическую проницаемость, мы разработали решение для поляризационного отклика сфероидальных проводящих зерен, погруженных в рассол, которое учитывает не только геометрические и проводящие эффекты зерна независимо, но также и взаимодействие между ними. Основываясь на этом решении, мы строим модель эффективной среды, которая описывает сигналы как проводимости, так и диэлектрической проницаемости для пластов, содержащих высокозрелый и смоченный водой графитовый кероген. В дополнение к обычным петрофизическим параметрам, таким как показатель извилистости водной фазы, соленость рассола и пористость, заполненная водой, модель зависит от объемной доли, типичного размера (распределения) и эффективного соотношения сторон графитового керогена. Прогнозируемая моделью проводимость и диэлектрическая проницаемость соответствуют электромагнитному (ЭМ) отклику высокоразвитых керогенсодержащих пластов. В полевых условиях объемная доля графитового керогена может быть получена путем расширенной оценки пласта на основе журналов спектроскопии. Затем, учитывая показатель извилистости водной фазы, соленость рассола и фиксированное распределение по размерам графитового керогена, можно оценить насыщение пластовой водой вместе с эффективным соотношением сторон графитового керогена на основе как проводимости, так и диэлектрической проницаемости сигналы на типичных частотах удельного сопротивления. В результате недавно созданная модель может послужить основой для улучшенной интерпретации насыщенности высокозрелых и увлажненных водой керогенсодержащих пластов.

B_N_E_8: Физически основанная модель электрической проводимости частично насыщенных пористых средств Июнь 2020Геофизический журнал Международный 223(2) DOI: 10.1093/gji/ggaa307 Авторы: Луонг Дуй Хын Амстердамский университет Дамьен Джугнот Сорбоннский университет Нгуен Ка Тайский университет Нгуен Ву Пхи Туйен Вьетнамская академия науки и техники В исследованиях водохранилища и окружающей среды характеристика геологического материала часто проводится путем измерения его электрической проводимости. Его основной интерес обусловлен его чувствительностью к физическим свойствам пористых средств массовой информации (т.е. структуры, содержания воды или состава жидкости). Поэтому его количественное использование зависит от эффективности теоретических моделей их увязыть. В этом исследовании мы разрабатываем новую физически основанную модель, которая учитывает проводимость поверхности для оценки электрической проводимости пористых средств массовой информации в частично насыщенных условиях. Предлагаемая модель выражена с точки зрения электрической проводимости поровой жидкости, насыщения воды, критического насыщения воды и микроструктурных параметров, таких как минимальные и максимальные радиусы пор/капилляров, фрактальное измерение поры, фрактальное измерение тортуозности и пористость. Анализируются также факторы, влияющие на электрическую проводимость в пористых средствах массовой информации. Из предлагаемой модели мы получаем выражение относительной электрической проводимости, которое согласуется с другими моделями в литературе. Прогнозы моделей успешно сравниваются с опубликованными экспериментальными данными по различным типам пористых сред. Новая физически основанная модель электрической проводимости открывает новые возможности для характеристики пористых средств массовой информации в частично насыщенных условиях геоэлектрическими и электромагнитными методами.

B_N_E_8: Речь, конечно идет о графите Но в приводимой в статье таблице есть IMHO ошибки измерений Возможно попробую связаться с авторами

bne: Скорее всего влияет начавшаяся графитизация

bne: "В обстановке разведки параметры в петрофизическом отношении удельное сопротивление - насыщенность (например, уравнении Арчи) точно не известны, но распределение вероятностей может быть соотнесено с ними. Коэффициент цементации «m»может, например, быть нормально распределеннымс ожиданием«2» и стандартным отклонением. Точно так же показатель степени «n» насыщенности также может быть нормально распределенным с ожиданием «2» и стандартным отклонением. Удельному сопротивлению воды может, например, быть назначено плоское распределение вероятностей от минимальной ожидаемой солености до максимальной ожидаемой солености и в сочетании с предполагаемым температурным профилем. Другие альтернативы уравнению Арчи также могут быть применены. Любое петрофизическое отношение, связывающее подходящий набор петрофизических параметров, подмножество из которых перечислено выше, с удельным сопротивлением, может быть использовано. Примерами являются Indonesia-уравнение, Simandoux-уравнение, WaxmanSmit и двойное водное уравнение. Например, упомянутые выше модели учитывают дополнительную проводимость вдоль глинистых поверхностей различными способами." https://elibrary.ru/download/elibrary_37838941_33287942.pdf

bne: A Fractional Differential Model for the Electrical Conductivity of Clay Rocks P. Cosenza, R. Giot1, A. Giraud, S. Hedan 1 University of Poitiers (ENSI Poitiers); 2 University of Lorraine (ENSG) Наконец, удосужились вставить ядро в уравнение Бруггемана Но по линии нескольких переменных так и не решились И зря!

bne: Похоже упорная леди так всерьез и не разобралась в теме Совсем удивляет, что почему-то тема непрерывного смешения у неё дважды с нарушением размерности Связь между методом Лихтенеккера-Ротера и моим обобщением Луэнги на эллипсоиды вообще отсутствует (как и ссылка на меня этой связи) Нет ссылок на немцев-геофизиков Странно что Галина Владимировна (Нестерова) её на сей счет не просветила ============== В последней добравшейся до меня через Google работы (видимо будущая публикация в ГГ-2022 - так и не нашел её атрибуцию) есть аж три ссылки на меня (спасибо) но это про инверсию ============== Но может теперь при уменьшении роли Игоря Николаевича жизнь станет более позитивной Дай им Бог

bne: Derivation of formation factor in shaly sandstone with geometry and clay conductivity effects Wan Zairani Wan Bakara,b,⁎ , Ismail Mohd Saaida , Mohd Riduan Ahmadc , Zulhelmi Amira , Siti Qurratu’Aini Mahata Странные вариации на тему Waxman - Smit Приведены экспериментальные данные Работа продолжена в 2021 году

bne: A saturation evaluation method in tight gas sandstones based on diagenetic facies Xueqing Zhoua, Chong Zhanga,, Zhansong Zhanga, Renfeng Zhanga, Linqi Zhua,Chaomo Zhanga, ------------------- Чуть скорректированный Google перевод Водонасыщенность является одним из ключевых параметров при оценке и расчете коллектора. Плотные резервуары из песчаника со сложной структурой пор, вызванной сильным диагенезом, часто имеют сложную проводимость породы и отклик законов, что приводит к низкой точности значений водонасыщенности, рассчитанных по существующим моделям. Например, в пермском блоке на восточной окраине бассейна Ордос были отобраны образцы керна пяти скважин. проанализированы с использованием рентгеновской дифракции, сканирующей электронной микроскопии, экспериментов по внедрению ртути в керн, анализов их физические свойства, а также каменные и электрические эксперименты. Во-первых, классификации диагенетических фаций. была проведены. Во-вторых, были изучены механизмы образования различных диагенетических фаций и была создана модель насыщения. Наконец, Deep AutoEncoder использовался для автоматического абстрагирования и выражения ответные характеристики различных диагенетических фаций. По алгоритму "cлучайный лес", чувствительному к малым размерам выборки, были установлены каротажные критерии различных диагенетических фаций, а также получены параметры насыщения разведочных скважин. Исследования показали, что схемы деления диагенетические фации, основанные на диагенезе, типах пор, структурах пор и повреждении или строительстве резервуара разумны и эффективны. Электрические параметры горных пород (m, n) в районе исследований контролируются диагенетические фации: индекс цементации m различных диагенетических фаций в основном определяется структурой пор, индекс цементации m и пористость трех типов диагенетических фаций лежат на разных линиях тренда. Показатель насыщения n в основном зависит от структуры пор и глины; по мере разрушения пористой структуры содержание глины уменьшается, а значение n увеличивается. Модель насыщения, основанная на диагенетических фациях, применялась в логарифмическую оценку насыщения исследуемого блока, и прогнозируемые результаты сравнивались с результатами пяти других модели насыщения, подходящие для разных типов резервуаров. Ошибка оценки насыщенности была уменьшена с 40,28% до 12,4%. Была проверена надежность модели насыщения, предложенной в этой статье, и предложена новая схема классификации для оценки насыщения плотного песчаника, которая может помочь в оценка насыщения плотных коллекторов из песчаника.

B-N-E-8: ChatGPT | Essay, [06.05.2023 13:38] 👩🏼‍🎓 Hi, I'm General Assistant. How can I help you? Boris Enikeev, [06.05.2023 13:39] Text for petrophysics ChatGPT | Essay, [06.05.2023 13:39] Petrophysics is the study of the physical and chemical properties of rocks and their interactions with fluids, with a focus on the exploration and exploitation of hydrocarbon reserves. It involves the analysis of various data sources, such as well logs, core samples, and seismic data, to determine the reservoir properties and potential of an oil or gas field. One of the primary goals of petrophysics is to determine the porosity and permeability of the reservoir rocks, which are critical parameters in estimating the recoverable reserves and designing the production strategies. Porosity refers to the amount of void space in the rock, while permeability refers to the ability of fluids to flow through the rock. Other important parameters that petrophysicists analyze include lithology, fluid saturations, and mineralogy. Lithology refers to the type of rock, while fluid saturations refer to the proportion of different fluids present in the reservoir, such as oil, gas, and water. Mineralogy refers to the types and abundance of minerals present in the rock, which can affect its mechanical and petrophysical properties. Petrophysicists use various tools and techniques to analyze the data, such as well log interpretation, core analysis, and numerical modeling. They work closely with geologists, reservoir engineers, and drilling engineers to ensure the optimal development and production of hydrocarbon reserves. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:32] What news about digital petrophysics? ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:32] Starting new dialog due to timeout (👩🏼‍🎓 General Assistant mode) ✅ ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:32] I'm not sure about the latest news on digital petrophysics. Could you please provide me with more information or a specific question about the topic that you are interested in? Boris Enikeev, [06.05.2023 16:33] Yes About resistivity models for reservoir rocks ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:33] Resistivity models are an important aspect of digital petrophysics as they help to understand the electrical behavior of rock formations and how they can impact the flow of fluids within a reservoir. There are various resistivity models available, each with their own strengths and limitations. Some of the commonly used models include Archie's Law, Waxman-Smits model, and Dual water model. Archie's Law is a simple and commonly used resistivity model that relates the resistivity of a fluid-saturated rock to the porosity and the formation factor. The formation factor is a measure of the electrical conductivity of the rock formation. The Waxman-Smits model is an extension of Archie's Law that considers the presence of clay minerals in the formation. The Dual water model is another commonly used model that considers two types of water saturations in the formation, namely moveable and bound water. It is important to choose the appropriate resistivity model based on the geological and petrophysical characteristics of the reservoir, as well as the data available from well logs and other sources. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:34] But exist another model (Maxwell and etc) ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:34] Yes, there are several other resistivity models apart from Archie's law, Waxman-Smits model, and Dual Water model. One of them is the Maxwell model, which is based on the assumption that the rock formation can be modeled as a set of parallel plates. This model takes into account the frequency-dependent behavior of the rock formation and can be used to estimate the dielectric constant of the formation. Another model is the Timur-Coates model, which is an extension of Archie's law that considers the effect of tortuosity on the electrical conductivity of the rock formation. This model is particularly useful in formations with high tortuosity, such as shales. There are also more complex models that consider the effects of anisotropy, heterogeneity, and other factors on the electrical behavior of the rock formation. These models include the Finite Element Method (FEM), Finite Difference Method (FDM), and Boundary Element Method (BEM). The choice of resistivity model depends on the specific characteristics of the reservoir and the data available. It is important to choose a model that is appropriate for the specific situation and to use caution when interpreting the results. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:35] And what problems using this model for real time? ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:35] Using resistivity models in real-time can pose several challenges. One of the main challenges is the accuracy of the model, especially when using it in dynamic reservoir conditions. Reservoir conditions can change rapidly, and the resistivity models might not be able to accurately capture these changes. This can lead to incorrect predictions and decisions. Another challenge is the availability and quality of data. Resistivity models require input data such as well logs, core data, and other measurements. In real-time, it can be difficult to obtain the required data quickly and accurately. Additionally, the quality of the data can also impact the accuracy of the resistivity model. Finally, the computational requirements of the resistivity models can also pose a challenge in real-time. Some models can be computationally intensive, requiring significant processing power and time to perform the calculations. This can limit their use in real-time applications where quick decisions are required. Overall, while resistivity models can be useful in real-time applications, it is important to consider these challenges and limitations when using them. It is important to use caution and to verify the results with other data sources to ensure accurate predictions and decisions. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:36] What resistivity clays? ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:36] Clay minerals have a significant impact on the electrical conductivity and resistivity of rock formations. Clays are electrically charged, and the presence of clays in a rock formation can increase the formation's electrical conductivity and decrease its resistivity. Clays are generally considered to be conductive minerals, and their electrical conductivity can be influenced by factors such as their type, concentration, and distribution within the rock formation. For example, smectite and illite clays are generally more conductive than kaolinite and chlorite clays. In petrophysical analysis, the presence of clays is often quantified by the clay volume or clay content of a rock formation. The clay content can be estimated from well logs using various methods such as the gamma-ray log, neutron-porosity log, and resistivity log. The effect of clays on the electrical behavior of a rock formation is often accounted for in resistivity models, such as the Waxman-Smits model, which considers the effect of clays on the formation factor. It is important to consider the presence and concentration of clays when analyzing the petrophysical properties of a reservoir. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:36] What omm resistivity clays ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:37] The term "OMM" stands for "Organic Matter Maturation," which refers to the process of thermal maturation of organic matter in source rocks to form hydrocarbons. Resistivity of clays in a rock formation can be affected by the OMM process in the following ways: 1. As the organic matter matures, it releases hydrocarbons into the rock formation, which can partially replace water in the pore spaces. This can lead to a decrease in the formation's electrical conductivity and an increase in its resistivity. 2. The OMM process can also cause the clay minerals in the formation to undergo changes, such as dehydroxylation and transformation to other minerals. These changes can alter the electrical conductivity and resistivity of the formation. The effect of OMM on the resistivity of clays can be significant, especially in formations with high organic content. This effect can be accounted for in resistivity models, such as the Waxman-Smits model, by including additional parameters that account for the presence of hydrocarbons and the changes in clay mineralogy due to OMM. It is important to consider the effect of OMM on the resistivity of clays when analyzing the petrophysical properties of a reservoir. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:37] Ohm meter ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:37] An ohm meter, or an ohmmeter, is an electronic instrument used to measure the electrical resistance of a material. It is commonly used in the field of electrical engineering and electronics to measure the resistance of various components such as resistors, capacitors, and inductors. The ohm meter works by applying a known voltage to the material being measured and measuring the resulting current flow. The resistance is then calculated using Ohm's Law, which states that the resistance is equal to the voltage divided by the current. Ohm meters can be used to measure the resistance of various materials, including metals, semiconductors, and insulators. They can be used to test the quality of electrical connections, to troubleshoot electrical circuits, and to verify the values of electronic components. Ohm meters are available in both analog and digital formats, with digital models being more commonly used today. They are generally portable and easy to use, making them a valuable tool for engineers, technicians, and hobbyists alike. Boris Enikeev, [06.05.2023 16:38] what ohm meter of clays ChatGPT | Essay, [06.05.2023 16:38] The electrical resistivity of clays can vary widely depending on factors such as the type of clay, the concentration of clay in the rock formation, and the presence of other minerals and fluids in the pore spaces. The resistivity of clays is generally in the range of a few ohm-meters to several hundred ohm-meters. To measure the resistivity of clays, specialized laboratory equipment such as a resistivity meter or a conductivity meter is required. These meters typically use electrodes to measure the electrical conductivity or resistivity of a sample of clay. The measured values can be used to calculate the resistivity of the clay at various temperatures and pressures. It is important to note that the resistivity of clays in the laboratory may not be representative of the resistivity of the same clay in the field. The resistivity of clays in the field can be affected by various factors such as the presence of other minerals, the temperature and pressure conditions, and the saturation of fluids in the pore spaces. Therefore, caution should be exercised when interpreting laboratory measurements of clay resistivity and when using them to make predictions about the behavior of the clay in the field.

B-N-E-8: Вытащил с китайского сайта статью Sun J.G., 2007. Archie formula’s historical background and earlier debates. Well Logging Technology 22(2), 472-486. Про Дахнова нет даже намека Это при том, что книги Дахнова и Резванова китайцы переводили и издавали

B_N_E-8: Похоже, что картинки и результаты Келлера (для параметра насыщения) не годятся для поршневого дренирования Такое может работать с эксикатором Каждый иной режим может иметь свою схему заполнения с учётом смачиваемости

B-N-E-8: Особенно любопытны работы Knight, китайцев (путаюсь с фамилиями) и почвоведов Похоже пора написать обзор, чтобы уложить в голове

полная версия страницы