Взаимосвязь содержания связанной воды с пористостью, cоставом и структурой

Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Взаимосвязь содержания связанной воды с пористостью, cоставом и структурой » Ответить

Взаимосвязь содержания связанной воды с пористостью, cоставом и структурой

БорисЕ: По классике тут гиперболическая связь Квс=a+b/Кп Глинистость должна сдвигать ее вправо Это просто иллюстрируется в модели когда связанная вода расписывается по аддитивным компонентам в рамках схемы укладки частиц (часть ее идет к к глинам, а часть к неглинистой фракции), что строго говоря не вполне корректно... Тем не менее, такая схема наличествует: http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000002-002 В рамках концепции решетки капилляров рсссмотрение заметно сложнее (возникают ситуации с защемленной фазой и надо подробнее понимать про технику эксперимента) А если отвлечься от моделей - вопросов немало (влияют и карбонатный и кремнистый цемент и структура породы)

Ответов - 50

bne: Похоже просматривается таки ход в сторону полуэмпирического учета блокировки капилляров Но тема выходит на типы распределения цемента и на уровни неоднородности Наверное все же стоит попытаться тут поработать

Матроскин: *PRIVAT*

bne: Но там может играть роль тип глин Магнезиальный каолинит (так кажется), хлорот и гидрослюда ведут себя по разному А с массовым определением типа и приписыванием его образцу могут быть проблемы Но одной пористости обычно IMHO недостаточно

Матроскин: *PRIVAT*

bne: Просто объемы осреднения сильно разные При неоднородности это дает приличный шум

bne: играть всерьез лишь для моделей с капиллярными кривыми и кривыми фазовых проницаемостей Ясно что хрестоматийная классика (типа Burdine или Purcell) практически не имеет серьезного смысла - модель капиллярной решетки саму идею чисто параллельных пучков позволяет оценивать как крайне сомнительную В последнем варианте ModErn встроено настройка нескольких наиболее продвинутых вариантов аппроксимаций подобных кривых Смотрится IMHO довольно наглядно, в первую очередь как визуальная оценка точности аппроксимации и работа с совокупностью кривых одновременно

BorisE: Храмченков Максим Георгиевич Элементы физико-химической механики природных пористых сред Он умудрился получать грант по INTAS Прагматически - попытки учесть эффект влияния глинистости на проницаемость применительно к месторождениям Татарстана По жизни к уравнениям Нернста-Планка добавляет нечто из механики Вообще библиография довольно неплохая (Кокотов-Пасечник, Злочевская, Николаевский, Панфилов, Духин-Чураев) Ссылается даже на Шлегля, а также на Гельфериха и на Бэра, хотя не на переведенные томики ;-) А у меня Бэра-Заславского-Ирмея умыкнули, к сожалению Каротажники, Гнусин-Гребенюк у него не просматриваются

mamunt: BorisE пишет: Он умудрился получать грант по INTAS В INTASе петрофизики на каждом углу не сидят, да и с экспертами туга… Нам в прошлом году вернули проект с заключением эксперта, что импульсные нейтронный источник можно в любом магазине купить... Можно гос.Храмченково поздравить, у него большой талант писать бумажки, за которыми деньги стоят...

bne: В свое время один грант с коллегами в РГНФ (совместно физики и психологи) получал, ну и с Вендельштейном (он организовывал) Тут часто важнее не что делаешь, а кто руководитель и не лениться соваться во все инстанции и на все конкурсы Но у парня и впрямь неплохая работа

bne: Анализ влияния диаметра фракции на остаточную водонасыщенность, пористость и пронициаемость Боганик В. Н. «Технология ТЭК», издание "Нефть и капитал". Декабрь 2005г., №6(25) Под таким названием коллега Боганик разместил свой опус Собственно и е знаешь где на него стоит реагировать ;-) Может в разделе про плагиат правильнее? Но ситуация и впрямь типичная для Владимира Николаевича и нелепая Вновь ссылается непонятным образом (иллюстрируя то ли некосмпетентсность то ли откровенный умысел) и вновь приписывает давно известным фактам смысл который хочет им навязать Конкретнее, основопологающие статьи Вендельштейна с сотрудниками (еще 60-х годов) забыл и вспомнить и процитировать Смешал физику связи Кпр с диаметром и со связанной водой и взаимосвязи гранулометрических фракций друг с другом Короче, далее своих идей о связи водоносыщенности с показаниями каверномера и тут не далеко ушел И вот такие публикации отражают уровень России Грустно, однако

bne: всерьез взаимосвязь поверхностного натяжения углеводородов с их плотностью и структурой Ведь попытки притягивать среднепотолочные цифры должно бы котироваться как весьма сомнительное занятие и уж тем более если на этом основывать высоту залежи и подсчет запасов Судя по попытке поискать с лета кроме температуры и давления влияет и количество растворенного газа и минерализация воды

mamunt: По классике тут гиперболическая связь Квс=a+b/Кп Глинистость должна сдвигать ее вправо Это просто иллюстрируется в модели когда связанная вода расписывается по аддитивным компонентам в рамках схемы укладки частиц (часть ее идет к к глинам, а часть к неглинистой фракции), что строго говоря не вполне корректно... Но это простейшая модель. Если рассматривать более сложные модели, мне кажется вопросов будет не на одну страницу, а следовательно разумно ограничить задачу... Какой смысл в том, что бы стрелять из пушки по воробьям? БорисЕ пишет: Тем не менее, такая схема наличествует: Так как ссылка не работает, где можно еще почитать? PSУпомянутую выше ссылку уже нашел...

bne: mamunt пишет: Но это простейшая модель. Если рассматривать более сложные модели, мне кажется вопросов будет не на одну страницу, а следовательно разумно ограничить задачу... Какой смысл в том, что бы стрелять из пушки по воробьям? Тут IMHO много аргументов 1) Процесс интересен (задача возникает во многих областях). Впервые меня поразило это в работах Ксенжека (кажется где-то читал, что он эмигрировал из Германии) и Mayer Задачка интересная и по сути все еще открытая Более того, тут многое зависит от способа постановки эксперимента (равновесная ситуация не единственна, поскорльку есть и пленочный перенос и парообразный и изменение фильности поверхности) 2) Условно одно новое уравнение связки эквивалентно новому измерению Повышение его точности эквивадлентно пвышению точности метода 3) Полезно понимать точность того с чем работаем, поскольку без этого будем гнать халтуру PS Ссылку скорректиовал (формат Форума меняется и ссылки ползут) ;-(

BorisE: В КАРОТАЖНИКЕ появились статьи Кожевникова и Коваленко Одна из них Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Настройка петрофизических моделей гранулярных коллекторов КАРОТАЖНИК №1 (154) стр.64-77 лично меня шокирует В ней делается попытка ввести ЕДИНУЮ кривую уплотнения для всей Западной Сибири и ввести фактор коррекции (скромно введена пси функция) за счет отличия Кпэфф от Кп (на пси домножается) При этом ПСИ или равно АЛЬФА_ПС или вычисляется как 2/ПИ[ARCSIN(АЛЬФА_ПС)] Авторы приносят благодарность Добрынину (РГУНГ) и Истомину (ЦГЭ) Статья представлена 01-10-2006 и немедленно опубликована Грустно, коллеги ;-(

BorisE: анекдот ассоциативно связваемый у меня с этой статьей Поезд или самолет летят в Техас Господин предлагает даме $50 за ночь любви Она отказывается предлагает даме $100 Она отказывается предлагает даме $500 Она обращается к присутствующим с просьбой о помощи Тогда ковбой застреливает господина -Ах, какк мне Вас отблагодарить?! -А Вы тут не причем! Так будет со всеми, кто будет завышать расценки в Техасе! ===== Так что НЕ НАДО подменять современную петрофизику сомнительными домыслами!

bne: Надо до ближайшего четверга завершить отзыв на статью К-К в ГЕОФИЗИКА Постараюсь с этим справиться

bne: Текст отзыва послал в ГЕОФИЗИКА Максимально смягчил (по форме) резкость Оказывается и отзывы проходят рецензирование (просмотрят Петерсилье или Золоева)

bne: 136041-MS DOI What's this? 10.2118/136041-MS Title Petrophysical Modeling of the Granular and Fractured Reservoirs Authors D. Kozhevnikov, K. Kovalenko, and A. Arsibekov, Gubkin U Source SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, 26-28 October 2010, Moscow, Russia Copyright 2010. Society of Petroleum Engineers Language English Preview Abstract One of petrophysics basic challenges is to proceed from empirical dependences studying to construction and studying of reservoir theoretical petrophysical models for their subsequent association with well log analysis and petrophysical models of well logs. However petrophysical analysis results are often used for empirical regression calculations and very rarely as a starting point for analytical description of reservoirs. The described approach tends to move petrophysical interpretation from the empirical level to the level where petrophysical models describe common effects on the regular basis. First of all such models could be introduced for granular reservoirs. Petrophysical models that are analytically describing basic properties of a granular reservoir reduce the number of influencing parameters to only four synthetic characteristic parameters, namely: water- and oil-holding capacity of the framework, waterholding capacity of the cement and porosity of the framework. However, there is no information loss, and completeness of all specific reservoir properties variety description is kept as well. All used parameters could be directly measured or established in analysis of the total porosity – residual saturation dependence. Established granular model could be considered as a background model. If fractures presented in core sample then petrophysical dependences behavior will be different from granular ones. It is possible to show theoretically that such difference could be used for the quantitative analysis of the fractured porosity. Several core collections from the Eastern Siberian reservoirs were analyzed and such possibility was proved. The developed approach shows that deficit of the information in studying of complex reservoirs can be compensated by strictly proved petrophysical models instead of building empirical multidimensional petrophysical dependencies. Number of Pages 11

bne: Вот так и формируется представление об отечественной петрофизике на Западе Грустно, однако

bne: 135977-MS DOI What's this? 10.2118/135977-MS Title Petrophysical Invariance Principle in Adaptive Well Log Interpretation Authors D.Kozhevnikov and K.Kovalenko, Gubkin U Source SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, 26-28 October 2010, Moscow, Russia Copyright 2010. Society of Petroleum Engineers Language English Preview Abstract The adaptive interpretation technique developed which allows of significantly reducing the number of error sources and improving accuracy, reliability and informativmess of the well logging results. The existing conventional interpretation technology of the well logging data in comparison with adaptive one has a lot of uncertainties because of the information deficit about petrophysical and petrochemical characteristics of the mineral components and other factors affecting measurements. The well logging data interpretation is basically focused on definition of porosity in studying of oil and gas reservoirs. But for the complex reservoirs porosity has appeared to be a misinformation parameter: the reservoir rock with high porosity may fail to possess effective porosity that is it may not be a reservoir. It is necessary to consider a corresponding petrophysical model to substantiate effective (and dynamic) porosity as a direct interpretative parameter of the well logs. It is possible to introduce an alternative adaptive interpretation for the effective porosity evaluation. The adaptive interpretation is based on the petrophysical invariance of the reservoir and is using the petrophysical invariant as the main interpretation parameter. The way how the petrophysical invariant can be calculated directly from the well logging data established. It is shown that different well logs can be used for the effective porosity evaluation. The adaptive technology advantages include: effective (dynamic) porosity can be calculated for the complex polymineral reservoirs in absolute units without “reference beds”; the technology provides adaptive tuning under lithological and petrochemical conditions of the particular reservoir in situ, including the wellbore construction influence; in contrast to the conventional interpretation the adaptive technology does not require any tools standardization; it can be used for the old data re-interpretation; the adaptive technology allows tuning in terms of particular tool metrological characteristics downhole. Introduction Effective porosity is defined as a difference between total porosity and amount of bound or residual water: цef = цt (1 – Swr) (1) Effective porosity reflects formation capacity which is accessible for free water movement. For hydrocarbon saturated formations description of dynamic porosity is used. Dynamic porosity is the difference between total porosity and unmovable water and hydrocarbons: цdyn = цt (1 – Swr– Sor) (2) According to (1) it is important to have an analytical model of dependence between total porosity and residual water saturation. Some authors propose that product цt Swr = const (Coates et al., 1974) but this is not the case for clayey formations. Both these dependences were studied and an important petrophysical property of the granular reservoirs was established. This property is called “petrophysical invariance” and establishes parameter called “petrophysical invariant”. It was established that for granular reservoirs the ratio of effective porosity and maximum effective porosity for particular reservoir is an invariant: Ш = цef / цef max (3) It was also established that for hydrocarbon saturated reservoirs the ratio derived by the similar way represents the same parameter: Ш = цdyn / цdyn max (4) These conclusions have great practical importance, as petrophysical invariant can be calculated directly from well logging data. Association of reservoir petrophysical models with well logs petrophysical models allows proving petrophysical invariant as the direct interpretative parameter. Number of Pages 16

bne: Перенесен их другого топика ============================ Здравствуйте Борис Николаевич. Помогите разобратся в абревиатуре, относящейся к воде, таких как Квс, Кво и Bound water, residual water и irredusible water соответствующую им разницу в их физическом смысле. Перевести не проблема Bound water- связанная вода Residual water- остаточная вода irredusible water- неуменьшаемая вода (керн) А чему соответствует Квс- водоудерживающая спопобность или как соотносится с другими видами воды и что правильно использовать при расчётах, например,эффективной водонасыщенности. Спасибо. С уважением Тофик

bne: Проблема IMHO кроется в разнообразии подходов к описанию форм связи воды По сути всю воду надо разделять по энергетике связи, а она отличается для капиллярной воды, воды связанной с катионами двойного слоя и т.п. Немного позже приведу ниже последние известные мне высказывания на сей счет про разные виды связанной воды

bne: residual_water connate water that will not be displaced. Irreducible Water Saturation the fraction of the pore space occupied by water when the hydrocarbon content is at maximum. This level of water can only be reduced by flow of very dry gas that evaporates the water. Bound Water water that is trapped in or on the matrix minerals and cannot move.

bne: Irreducible water saturation - The fraction of the pore volume occupied by water in a reservoir at maximum hydrocarbon saturation. In water-wet rock. it represents the layer of adsorbed water coating solid surfaces and the pendular water around grain contacts and at pore throats. Irreducible water saturation is an equilibrium situation. It differs from "residual water saturation," measured by core analysis because of filtrate invasion and the gas expansion that occurs when the core is removed from the bottom of the hole and brought to the surface.

bne: The industry is now challenged to producing additional reserves beyond the first and second approximation. In order to do this, simplifications and conservative practices that have been ingrained in our industry must be refined. With advances in technology and computerization such approximations no longer are warranted or necessary and in some cases have been misleading. The intrinsic assumptions, as they relate to residual oil, irreducible water saturations and immiscible displacement processes are defined below: 1) For a given rock type the irreducible water saturation is considered constant above the “transition zone.” 2) Irreducible water saturation is considered the lowest water saturation measured from a core sample using centrifuge or core-flood techniques. http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00077545&soc=SPE&speAppNameCookie=ONEPETRO

TAS: Спасибо Борис Николаевич. И ещё, если Вас не эатруднит,что правильней использовать при определении Кп_эфф- Квс(водоудерживающую способнсть) или Кво (остаточную воду). Ранее я использовал Кво, а теперь появился Квс и я не знаю как и где его правильно использовать. Ещё раз Большое Спасибо. Будьте здоровы. Тофик

bne: Параметры у нас все же технологические Поэтому формально надо рассчитывать на условия воздействия на пласт (прилагаемую энергию и изменение состояния) Счкажем тот же гидроразрыв или СКО могут иногда заметно ситуацию изменить А иногда может уже при малых давлениях пойти разрушение породы (особенно для песчаных отложений ниже 1500 метров) Кроме того нередко и капиилярок нормальных нет или дается Квс без комментариев о способе получения В принципе же есть еще и тема экономического обоснования и уровня рентабельности (а это зависит от конъюнктуры цен) Я сторонник многовариантных просчетов Вряд-ли мой ответ Вас удовлетворил, но не писать это значило бы вводить себя в заблуждение мнимой простотой предмета

bne: Все-таки, впечатление, что надо приближать сразу все семейство кривых Квi-Pi До какой степени тут могут помочь игры с хитрыми приближениями надо попробовать Все равно нужен текст для ВНИИОЭНГ - попытаюсь сделать что смогу

bne: Эффект блокитровки пор довольно четко заметен по ряду явлений - методика капилляриметрии Shell - гистерезис - отличие ЯМР - различие центрифуги и капилляриметрии Но везде это играет чуть по разному Никто IMHO не пытался рассмотреть все одновременно

Матроскин: А что за методика капилляриметрии Shell?

Boris_Home: Люди из Shell по моим оценкам первыми стали проводить эксперимент при котором пытались оценить роль пережимов пор Для этого они работали в режиме, когда после очередного пробоя производилась смена давления вытеснения на меньшее Это давало им двумерное распределение

Матроскин: А ссылочка какая есть?

БНЕ_Home: Ага Видел две статьи в SPE и еще в Petrophysics Google наводит Society of Petroleum Engineers Language English Document ID 19618-PA DOI 10.2118/19618-PA Content Type Journal Paper Title Pore-Space Statistics and Capillary Pressure Curves From Volume-Controlled Porosimetry Authors Toledo, Pedro G., Scriven, L.E., Davis, H. Ted, University of Minnesota Journal SPE Formation Evaluation Volume Volume 9, Number 1 Pages 46-54 Date March 1994 Copyright 1994. Society of Petroleum Engineers Discipline Categories none Preview Summary Far more information about pore space of reservoir rock samples can be obtained from volume-controlled mercury porosimetry than from conventional pressure controlled mercury porosimetry, as Yuan and Swanson (1986) demonstrated in landmark experiments with their new Apparatus for Pore Examination - APEX. Earlier researches (e.g. Mohanty et al. 1987, Heiba et al. 1982) established capabilities of simulating processes like mercury injection with mechanism-based, processes like mercury injection with mechanism-based, computer-facilitated models of pore level displacements in the pore network. We bring these capabilities and some new features to bear on APEX to discover how much useful information about a porous medium can be extracted from volume-controlled mercury displacement. The disordered nature of porous media we reduce to decorated network approximations onto which any pore size distribution, pore structure, and topological feature can be mapped. Such networks can represent sandstones and carbonates closely, including pore systems that display bimodal size distributions, diagenetically altered shapes, random or correlated heterogeneities, and stratification. APEX mercury injection is quasi-static; so is our simulation. Displacement under these circumstances consist of smooth, reversible changes linked by jumps in capillary pressure, the sequence of which follows from the structure of the porous medium and the saturation history. Thus, careful examination of fluctuations in the capillary pressure provides detailed information about pore structure, notably distributions of pore size and pore structure, notably distributions of pore size and pore volume. pore volume. The results account quantitatively for the APEX mercury capillary pressure curves so precisely measured by Yuan and Swanson. In our work, sample size - an aspect not reported previously - is found to be a major factor in APEX response. By Monte Carlo simulation of APEX mercury injection we find the optimum size of specimen for examining pore space of given properties. By the same means we investigate added kinds of experiments that extend the capabilities of APEX mercury injection, namely withdrawal experiments, withdrawal after partial reinjection and full scanning loops. We also investigate the potential use of high pressure mercury porosimetry to characterize microporosity pressure mercury porosimetry to characterize microporosity and surface roughness in reservoir rocks. Introduction Mercury porosimetry, the forced intrusion of mercury into a porous material, has been used to characterize the microstructure of the pore space since Washburn (1921) suggested how to obtain a `pore size distribution' from measurements of volume injected versus pressure applied. Ritter and Drake (1945) authored the first work fully devoted to mercury porosimetry, describing the construction and operation of the equipment, reporting many experimental data and forming the basis of subsequent developments. In 1949 Purcell introduced the technique to the petroleum industry. Since then, mercury capillary pressure curves measured on reservoir rock samples (cores, chips, etc.) have been used routinely in connection with petroleum exploration and production. The goal is to get information on relationships between petrophysical properties and the microstructure of the pore space, particularly information useful for predictions of porosity, permeability, relative predictions of porosity, permeability, relative permeabilities, and residual oil saturation of reservoir permeabilities, and residual oil saturation of reservoir rocks. http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00019618&soc=SPE Society of Petroleum Engineers Language English Document ID 14892-PA DOI 10.2118/14892-PA Content Type Journal Paper Title Resolving Pore-Space Characteristics by Rate-Controlled Porosimetry Authors Yuan, H.H., Swanson, B.F., Shell Development Co. Journal SPE Formation Evaluation Volume Volume 4, Number 1 Pages 17-24 Date March 1989 Copyright 1989. Society of Petroleum Engineers Discipline Categories none Preview Summary. By monitoring the mercury capillary pressure in rate-controlled porosimetry (intrusion) experiments, new information regarding the pore space of a rock sample has been obtained. With this technique, called an apparatus for pore examination (APEX), it is now possible to resolve the pore space of a rock sample into two interconnected parts. One part identifies the individual pore systems (pore bodies), which are low-energy sumps or regions of low capillarity. The other part corresponds to the pore throats that interconnect with pore systems. New capillary-pressure curves have been obtained by partitioning the total capillary-pressure curve (normal capillary-pressure curve) into two subcurves: the subison capillary-pressure curve, which details the distribution of pore bodies, and the rison capillary-pressure curve, which details the distribution of pore throats. We present APEX data on Berea sandstone and San Andres dolomite that show the volume distribution of low-capillarity regions within the pore space of these rocks. These regions of low capillarity are the principal pore-space regions that trap the residual nonwetting phase upon imbibition of a strongly wetting fluid, as measured by toluene/air systems. The residual nonwetting-phase saturations as determined by the APEX method and by the toluene/air method are in excellent agreement. Thus, the detailed volume distribution of pore systems responsible for trapped nonwetting-phase saturation is determined from APEX measurements, which can have important implications for EOR. Introduction Mercury porosimetry has long been used to characterize the void space of porous materials and has been the subject of a review. The measurement of pore-size distributions from mercury capillary-pressure curves has been of great benefit to formation evaluation in the oil industry. Mercury capillary-pressure curves measured on reservoir-rock samples have been used in petroleum exploration and production since Purcell introduced the technique to the industry. Besides being used to indicate the distribution of PV, capillary-pressure curves have also been used for the calculation of permeability and estimation of residual oil saturation. Capillary-pressure curves normally give information only on poreneck sizes rather than on the exact volume of the pore space behind pore necks. Because of the nature of the conventional (pressure-controlled) method of measuring capillary-pressure curves, it is possible to have different distributions of pore systems that would yield the same capillary-pressure curve. In the usual experiment, mercury pressure is raised in increments and the injected mercury volume is measured. This is a pressure-controlled measurement of a mercury capillary-pressure curve. Because of the inherent ambiguity in capillary-pressure curves, attempts to derive relationships between various petrophysical properties through capillary pressures are not always successful. An alternative method of measuring capillary-pressure curves is by rate-controlled injection of mercury into the sample, where the injection rate is kept constant and the mercury capillary pressure is monitored instead. Fluctuations in the mercury meniscus may occur because of various degrees of constriction along the pore path. Because capillary pressure is inversely related to the radius of curvature of the mercury meniscus, fluctuations in the curvature of the mercury meniscus respond as fluctuations in capillary pressure. The Young-Laplace equation relates the capillary pressure, Pc, to the radii of curvature of the mercury interface: ..........................................(1) where a is the interfacial tension (IFT) and r, and r, are principal radii of curvature. If one thinks in terms of cylindrical pore throats that constrain the position of the mercury, then Eq. 1 can be replaced by ..........................................(2) where r is the radius of the corresponding cylinder and 0 is the contact angle. Some have referred to this as the Washburn equation. We presume that on the drainage cycle of the capillary pressure the IFT and the contact angle are constant and fluctuations in the mercury pressure are caused by fluctuations in the radius of the constraining pore throat. We assume that the contact angle and the IFT are unchanged throughout the experiment. Thus, detailed examination of fluctuations in the mercury pressure can provide detailed information on the structure of the pore space within a porous medium. An advantage of this measurement technique is that ambiguity in capillary-pressure curves disappears because different pore types behind the same size pore neck will have different pressure responses. In this paper, we discuss rate-controlled measurement of capillary-pressure curves and show how detailed volume distributions can be obtained from this experiment. We call this technique APEX. This report is limited to the discussion of the application of pore-system distributions. The application of APEX capillary-pressure curves to other items mentioned above, such as the determination of permeability and relative permeability, is not included, although some description of the pore-throat capillary-pressure curve is given. The observation of fluctuations in mercury pressure during mercury injection is not new. In 1959, in an unpublished Shell report, Gates observed pressure fluctuations with mercury porosimetry of vuggy carbonates. In 1966, Crawford and Hoovers were able to record capillary-pressure fluctuations on a chart recorder during the injection of water into synthetic porous media. The infinitesimally slow displacement of a wetting fluid by a nonwetting fluid was discussed in detail by Morrows in 1970. He introduced terminology to describe certain features of the pressure fluctuations that we describe in the next section. In 1971, Gaulierio published similar techniques for depicting vug volume, although his sensitivity was very low. In this report, we show the significance of resolving the pore space of a rock sample by deriving petrophysical parameters from mercury capillary curves, which lead to a better understanding of properties of porous media. Experimental Considerations and Terminology Experimental. The key feature of the APEX system is automated data acquisition coupled with high-precision pressure measurement, which enables very small pressure fluctuations to be resolved. The experimental setup is shown in Fig. I @ A stainless-steel sample cell. constructed so that it gives rise to negligible pressure fluctuations upon the injection of mercury, is attached to a motorized pressure intensifier. A Bell and Howell CEC 1000 sputtered-gauge pressure transducer is attached to the cell, and a shaft encoder is attached to the end of the asynchronous motor to determine volume. For the experiments reported here, a pressure transducer with a range of 700 kPa [101 psi] was used. The pressure-transducer signal is amplified and the high-level signal is fed into a Phoenix data 16-bit analog-to-digital (A/D) converter. The pressure resolution is better than 0.014 kPa [0.002 psi]. The shaft encoder is supplied with a 5-V excitation from an interface board in the computer, which also counts the pulsed output of the shaft encoder. http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00014892&soc=SPE

БНЕ_Home: с иллюстрациями http://www.scaweb.org/assets/papers/1990_papers/1-SCA1990-04.pdf

Камиль: Что такое петрофизическое моделирование?

bne: Моделирование - построение моделей которые могут подменять в некотором смысле объект исследований для более полного изучения или применения Петрофизика - наука о горных породах

bne: Получил письмо и статьи от А.В.Мальшакова: "В журнале «Нефтяное хозяйство» №4 2011 г. вышла моя статья «Петрофизическая модель остаточной водонасыщенности терригенных горных пород в области перехода коллектор – неколлектор» и в редакции того же журнала лежит еще одна статья «Скейлинговые и перколяционные представления эффективной пористости терригенных горных пород».

bne: Водоудерживающая способность почвы обусловлена ее пористостью, раздельночастичностью и дисперсностью, величина которой колеблется от 1—2 (в песках) до 200—300 м2 (в глинах) для поверхности почвы массой 1 г. Такая огромная поверхность почвенных частиц обусловливает большую поверхностную энергию сил притяжения, пропорциональных площади поверхности. В результате парообразная и жидкая вода, поступая через поры в почву, удерживается под влиянием этих сил, образуя специфические формы влаги. Формы влаги в почве. Попав на поверхность почв и рыхлых горных пород, обладающих водопроницаемостью и водоудерживающей способностью, вода соприкасается с минеральными и органическими частицами и, взаимодействуя с ними, образует различные формы влаги, отличающиеся силами взаимодействия и доступностью для растений. Впервые существование различных форм влаги в почвах и грунтах было научно и экспериментально доказано А. Ф. Лебедевым. Впоследствии учение о формах влаги в почве было развито в работах и др. В настоящее время выделяют несколько форм влаги в зависимости от ее физического и химического состояния и сил, которыми она удерживается. Химически связанная влага. Вода, входящая в форме ионов в состав вторичных глинистых минералов или образующая гидроокиси металлов, называется конституционной. Она может быть удалена при нагревании до 150—300° С. Если влага входит в структуру минерала — кристаллическую решетку, то она носит название кристаллизационной, так как влага захватывается минералами при их кристаллизации. Эта влага может быть удалена при нагревании до 105—108° С. Химически связанная влага удерживается ионными и молекулярными силами и не может быть использована растениями. Парообразная форма влаги. Парообразная влага находится в почвенном воздухе, заключенном между почвенными частицами. Обычно почвенный воздух полностью насыщен водяными парами. В парообразной форме влага передвигается из теплых слоев почвы в холодные, где происходит ее конденсация — сгущение. Образование конденсата парообразной влаги также происходит при остывании поверхности почвы, например ночью в песчаных почвах. Днем сконденсировавшаяся влага снова переходит в парообразное состояние. Тот же процесс конденсации и последующего замерзания воды происходит зимой. В летний период парообразная влага может передвигаться в глубокие горизонты почв. После конденсации часть ее становится доступной для растений. Однако большого значения в жизни растений эта форма влаги не имеет. Гигроскопическая влага. Гигроскопичность — способность мелкораздробленных частиц поглощать молекулы влаги из воздуха. Благодаря этому твердая частица покрывается тонкой пленочкой влаги. Эта форма влаги удерживается молекулярными силами в 20 * 103—50- 103 МПа. Гигроскопическая влага обладает особыми свойствами. Ее плотность около 1,7, она не замерзает и не растворяет солей. Количество поглощенной влаги зависит от природы вещества, температуры и количества водяного пара, находящегося в почвенном воздухе. Максимальное количество влаги, которое может поглотить из воздуха мелкораздробленное вещество, определяется в эксикаторе над 10%-ным раствором серной кислоты, который поддерживает 94%-ную влажность воздуха. Определенная таким образом величина влаги называется максимальной гигроскопичностью. Гигроскопическая влага растениям недоступна. Пленочная влага. Эта форма влаги является одной из самых распространенных в природе форм воды. При поступлении влаги в почву или грунт первые ее порции идут на увеличение толщины пленки воды вокруг частицы и удерживаются большими молекулярными силами, поэтому они недоступны для растений. Общее количество недоступной влаги равно примерно 1,5 максимальной гигроскопичности почв. При этой влажности растения обнаруживают признаки завядания. Новые порции влаги, поступающей в почву, идут на дальнейшее построение водной пленки и удерживаются меньшими молекулярными силами. Эта часть влаги способна передвигаться от более толстых к более тонким пленкам. Передвижение происходит медленно, и хотя влага доступна растениям, ее запас в почве невелик. После насыщения почв или грунта пленочной влагой новые порции воды уже не могут удерживаться молекулярными силами и образуют капиллярную форму влаги, которая поступает в капиллярные промежутки.

Матроскин: Откуда информация?

bne: Аналитические методы - новое! -------------------------------------------------------------------------------- Какие известны аналитические методы расчета остаточной водонасыщенности? Смог найти только метод Брукс-Кори. ================================== Перенес в дерево (для просмотра деревьев нужно выбрать "древовидный" в собственных настройках)

bne: Среди почвоведов очень уважают Генохтена Есть равнения Кевена Ли и Мальшакова-Ефимова Посмотрите в книжке Дорогеницкой или в нашем сборнике

Матроскин: Ссылочку обновите) http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000002-002

БНЕ_Home: http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000002-002 http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000002-002 Меня этот адрес Не знаю где это расположено

bne: Что-то вроде "известная формула Добрынина для толщины двойного электрического слоя" Доехали благодаря таким как отдельныо взятые преподаватели из здоровых педагогических коллективов

Матроскин: *PRIVAT*

bne: И вроде где-то писал (наверное в трудах ХМАО) Понятно, что и режим замораживания и компонентный состав будут влиять Тема открыта, не подбирал литературу и не занимался - сказать мне нечего

Матроскин: Пошу прощения за невежество - Федорцов это кто?

bne: ТО Сургут НИПИ Игорь Федорцов работает там

БНЕ_Gurg: Приходится учитывать изменение структуры порового пространства и типов глин Прохожу это по конкретному объекту в виде турбидитового песчаника

БНЕ_Home0: Ситуации ,при пористости ниже критической (Кво=1) формально неплохо описывается ситуацией напоминающей отраженные кривые сорбции в духе Лангмюра Но как-то не спортивно считать что только пористость влияет С другой стороны это точнее чем гиперболические кривые связи Кво с пористостью

полная версия страницы