ЯДЕРНЫЙ МАГНИТНЫЙ КАРОТАЖ (NMR)

Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » ЯДЕРНЫЙ МАГНИТНЫЙ КАРОТАЖ (NMR) - КОГДА ПРИМЕНИМ? » Ответить

ЯДЕРНЫЙ МАГНИТНЫЙ КАРОТАЖ (NMR) - КОГДА ПРИМЕНИМ?

Гостья: В последнее время про него много пишут в России, вроде как таблетка и от головы и от живота и друкгих методов не надо. И эффективную пористость дает и насыщенность и расчленяет и фации определяет. Понимаю, что это реклама, но есть ли за ней что-то на самом деле. Все же дорогой метод. :-( У нас руководство заколебало меня идеями насчет его применения как панацеи, вроде мумие или цирконовых браслетов. Прошу коллег, по возможности, посоветовать и поделиться соображениями.

Ответов - 183

bne: Numerical analysis of nuclear magnetic resonance relaxation–diffusion responses of sedimentary rock This article has been downloaded from IOPscience. Please scroll down to see the full text article. 2011 New J. Phys. 13 015004 (http://iopscience.iop.org/1367-2630/13/1/015004)

БорисЕ: почти каждый метод начинался как метод пористости (включая и нейтронный и двухзондовый и акустический во весх модификациях и плотностной). Потом выяснялись ограничения этого метода ( ву частности, необходимости дополнительной калибровки и влияния отдельных минералов и условий)... С коммерциализацией в России «гримасы Западного мира» у нас стали намного нагляднее чем на Западе, поскольку часто строится тот капитализм который грезился только в возбужденном воображении партидеологов от КПСС. Теперь об ЯМК, в меру моих скромных познаний. Лично меня вся эта шумиха и сильно настораживает и раздражает по нескольким причинам. 1) Известно, что интегрально показания проницаемости по ЯМК часто отлично восстанавливаются по иным методам каротажа (на западе есть даже термин ВОССТАНОВЛЕННОЕ ЯМК). Достижимо это (и с приличной точностью!) и регрессиями и нейронными сетями (т.о., зачастую, метод попросту избыточен, ибо показания редуцируются к другим, причем более дешевым). 2) Различие кривых Coates (1997) для терригенного и карбонатного разреза наводят на очевидную мысль о влиянии литологии и содержания минералов. Крайне существенно влияние железистых минералов. Акселрод ограничивает применимость метода 1%. Cтоит ли напоминать как часто мы встречаем содержание пирита и сидерита более 3-5%? Еще более грустные мысли о возможностях метода наводит великолепный обзор С.М.Аксельрода (КАРОТАЖНИК 2003) в котором говориться, что для карбонатного разреза зачастую калибровку каждой скважины надо вести заново! 3) IMHO должна влиять и минерализация и тип раствора, поскольку ионы гидратируются и сила связи ими значимо должна зависеть от валентности. Собственно связь водорода воды с противоионами в глине и с ионами в растворе должна быть сходна, так что проблема не только в Na23. Скажем в рассолах вся вода должна быть близка к связанной. Замечу, что это мое личное и сугубо умозрительное соображение - нужно подкреплять его экспериментом или найти данные по ЯМК в рассолах! 4) Не очень понятно и насчет глубинности метода в разных его модификациях. Насколько я понял всегда речь идет о тонком цилиндрическом слое (на расстоянии 10-20см). Но при случае это может быть и закальматированная зона, что не стоит забывать.. Ясно, что это может быть серьезным фактором. 5) Смотрел я расчеты которые делают компетентные люди по ЯМК (для решеток капилляров) и то что делает г-н Марцовкин и не воспринял последнее как предмет гордости за отечественного производителя (о чем представителям трех авторов многочисленных публикаций из Твери неоднократно и публично говорил). В этом смысле показательно сравнить оптимизм заинтересованной в экспансии метода триады со взвешенным походом одного из основоположников метода С.М.Аксельрода. Еще раз повторяю, что это сугубо личные и вкусовые оценки дилетанта в ЯМК (скажем то, что метод заметно более дифференцированный чем стандартное СП легко увидеть и это достоинство для расчленения) и не более того. Планирую поделиться своими соображениями с С.М.Аксельродом, но недосуг оформить все это адекватно, да и написать также. Надеюсь, что фанаты метода (если таковые тут незримо появляются - судя по счетчику посетители есть) ответят подробнее (если готовы выступить в открытой полемике, преодолев застенчивость, отнюдь не просматриваемую в в ряде отечественных публикаций)... ;-) Наверное метод применим в ряде случаев и чем больше измерений тем, как правило, если они в руках опытного специалиста только лучше. Но IMHO не стоит подменять этим методом иные методы комплекса каротажа. А вот усилия по сниманию пенок в России могут привести к серьезной дискредитации этого метода, что (на мой взгляд) крайне нежелательно.

Гостья: Помогло ослабить неумеренный энтузиазм начальства

ЗГТТ: и немалые, насколько могу судить. Во всяком случае число компаний, провозглашающих его профильным направлением, похоже, не уменьшается. Сам термин чего стоит ;-) Так и пышет современностью и передовыми технологиями. Ведь и дураку понятно, что ядерный куда современнее, чем просто магнитный ;-) Аппаратура недешевая, зато выбор большой.

БорисЕ: откаты серьезные (если комиссионные проценты неизменны)... ;-) Но дифференцируемость по вертикали (относимая к числу достоинств) видимо тесно связана и с малым объемом исследуемой зоны (в методе искусственного поля) и малым ее радиусом. А петрофизика уже обсуждалась выше. Лично меня более всего раздражают непомерные притязания авторов - это прямо МММ в петрофизике.... ;-)

NIC: БорисЕ сам написал про себя, смотрите заголовок ответа (29.11.2004 15:00): "Где приличные деньги там и БорисЕ" КАЛАМБУР, однако.

БорисЕ: А где интересное наблюдение - там NIC ? ;-) Удручает состояние Форума... ;-((

bne: извратился сам смысл эффективной пористости - оно стала локальным Скажем разделив породу тонкими непроницаемыми перегородками можно добиться того, что она будет АБСОЛЮТНО НЕПРОНИЦАЕМОЙ и сохранит "эффективную пористость по ЯМК" Но за барабанным боем и горнами эта простая мысль мало кого посещает...

bne: когда образзец породы или порода пересечены трещинами (продольными или поперечными) При одинаковых показаниях ЯМК будет принципиально разная проницаемость

viking: ну то есть надо понимать тип структуры порового пространства? я пока не могу понять суть, ясно что Кно и Кво на Кп оказывают большое влияние и после отсечки Кво необходимо знать Кно. Иначе оценить Кп динамическое нельзя. Речь об оценки Кно или о других моментах?..

bne: и на ней уравнения применяемые ими для расчетов Если до этого у меня были смутные иллюзии, что я что-то не понимаю и недооцениваю их методы - теперь они рассеялись И исходная картинка пористой среды которую они применяют сомнительна, а уж метод расчета ее свойств просто неадекватен (для знатоков, читавших нашу с Элланским книгу 1991, скажу, что применяется метод сходный с идеей Коллис-Джорджа (1950) для расчета проницаемостей)

BorisE: Но 2-е апреля по Илье Звереву ДЕНЬ ПРАВДЫ (да еще в этом году попавший на День Геолога!), так что недурно бы написать чистую правду про извращения в геологии и петрофизике! ;-) Весьма IMHO публиковать подобные тексты, поскольку теперь видно насколько рисунки пористой среды отличаются от расчетов И уж тем более смешно считать достоинством отсутствие параметров, отражающих геометрию пористой среды А уж то, что по расчетам г-на Марцовскина проницаемость прямо пропорциональна квадрату пористости, а сопротивление - обратно пропорционально пористости и вовсе весело! Уравнение Арчи с показателем степени M равным 1 это возвращение к временам до Арчи! ;-) Примерно к 1930 году Надо ли c этим поздравлять? И кого Автора или его доверчивых пользователей?! ;-)

BorisE: Они нарисовали геометрическую схему такую же как и у Марцовкина, но честно просчитали (работали с системой дифференциальных уравнений) Удивляет, как после этого у нас публика продолжает туфту гнать

BorisE: Фото в полном составе ;-) http://www.karotazh.ru/otdel-jmk/contacts.htm

BorisE: 1) Оценка вязкости флюида 2) Оценка изменений в акустическом поле - это путь учета структуры и область применения шире сейсмоэлектрического эффекта, хотя и понятно что с глубинностью хиловато Ну и само собой - алгоритмы обработки Австралийская группа производит очень хорошее впечатление

Попов: Мне кажется, что ЯМР исследования флюидов на границе раздела (скважина,керн, шлам) хорошо согласуются с двойным слоем. Это позволяет ввести в основную картину геофизических исследований еще немного цифр для корректного решения ГЛАВНОЙ задачи: сколько и чего можно взять из этого пласта.

BorisE: Двойной слой - да, поскольку электрические поля достаточно сильны у поверхности раздела Но если это двойной слой а) в изолированной каверне б) в трещине то в случаях а) и б) прницаемости будут существенно различны при одинаковых показаниях ЯМК

Попов: Кроме свободного брауновского взаимодействия между молекулами, перевод флюида в более упорядоченное состояние приводит к дополнительным взамодействиям уменьшающим разность населенностей зеемановских уровней (релаксация). Механизмов взаимодействия несколько. Геофизики объединяют их в двойной электрический слой. Физики используют разные варианты ЯМР взаимодействия на систему, но не имеют представления о геометрии образца и его литологии. Было бы интересно узнать Ваш электронный адрес, для налаживания ВЗАИМНЫХ косультаций.

BorisE: Правда геофизики и петрофизики также бываают разные Те же Хиросаки (США) и Аренс (Австралия) IMHO вполне на уровне Внешний майл (во избежания спама) шлю личным сообщением (на данном Форуме)

BorisE: Повторно отправил личное сообщение с мылом (вверху справа, кажется)

bne: A. Sezginer, R. L. Kleinberg, M. Fukuhara, and L. L. Latour, "Very Rapid Simultenous Measurement of Nuclear Magnetic Resonance Spin-Lattice Relaxation Time and Spin-Spin Relaxation Time", Journal of Magnetic Resonance, vol. 92, pp. 504-527, 1991. R. Akkurt, H. J. Vinegar, P. N. Tutunjian, and A. J. Guillory, "NMR Logging of Natural Gas Reservoirs", SPWLA 36th Annual Logging Symposium, Jun. 26-29, 1995, pp. 1-12.

ShadowRaven: Уважаемые коллеги Не встречалось при в Вашей практике использование диффузии (многочастотный ЯМР, два прогона с кучей Те) для оценки нефтенасыщенности в микропористом доломите (по керну нейтроному пористость 20+%)

bne: капиллярометрии В нем (Yah, Swanson) делается попытка учитывать гофрировку капилляров Строится 2D гистограмма (при которой оцениваются размеры не только горл пор, но и расширений при разных давлениях) и по ней восстанавливается распределение пор по условным радиусам Делалось это все в Shell в конце 80-х - начале 90-х 2D спектры очень впечатляющие Были и публикации по обработке (Dullien, Toledo) Куда это все делось теперь - Б.г ведает Наверное, слишком дорого Но все это я к тому, что радоваться хорошему сопоставлению кривой капиллярометрии и ЯМК можно только для ситуации когда гофрировка пренебрежимо мала

Попов: Для добытчиков Западной Сибири это не дорого. Пару месяцев тому назад эта идея интуитивно пришла в голову. В начале зимы качественные эксперименты попробуем провести. В надежде на Вашу доброжелательную критику и теоретические интерпретации Вы (лично) получите результаты первым до публикаций.

bne: Дай Вам Б.г удачи в этом Cтатьи этих ребят я видел в SPE и в LogAnalyst (эту мог бы переслать) А если это пойдет, то для теоретиков откроются огромные возможности И в итоге это стало бы, в частности, интересным подтверждением идеи о пользе интернет для петрофизики и геофизики

Попов: Взяли десяток образцов. пори 20%, прони от 2 до 500 мД. Прогнали капиллярометрию, месяц. Стали делать центрифугу от 1000 до 14000 оборотов, через одну тысячу по пять часов на каждый прогон, а в промежутках ЯМР по минуте на каждый образец. Каринки забавные. Вышлю на неделе. Попов.

bne: подключить к работе молодого специалиста для доклада на чтениях памяти ММ Элланского (планируются на 1 квартал 2007 года) Пока призовой фонд вполне серьезный, даже жаль что по статусу сам не могу принять участие ;-)

bne: Работа IMHO интересна была бы на конкурсе памяти Элланского http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000041-009.001

Василий: Черт! Чтото, работа кудато пропала:-(

bne: Fastbb на Borda

bne: было на конференции в Тюмени (ноябрь 2006) Об этом - по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000002-001.002.003.001

bne: В одной из публикаций показано, что для ожелезненного каолинита (от 0 до 10%) величина 1/T2 линейно меняется с ростом содержания Fe2O3 (варьируя от 80 до 1400) 1/T1 при этом меняется от 25 до 80 Как-то похожие моменты нашими энтузиастами от ЯМР не сильно отмечались

ASD: Гостья пишет: В последнее время про него много пишут в России, вроде как таблетка и от головы и от живота и друкгих методов не надо. И эффективную пористость дает и насыщенность и расчленяет и фации определяет. Понимаю, что это реклама, но есть ли за ней что-то на самом деле. Действительно правда! Метод ЯМР в первую очередь представляет возможность определения структуры порового пространства, что безусловно позволяет определять общую пористость, выделять эффективную пористость, воду глин и капиллярносвязанную воду, проницаемость. Тут конечно все зависит от ваших способностей (используемых моделей) перехода от струтуры порового пространства к необходимым характеристикам ФЭС. Но даже упомянутый метод граничных времен (отсечек), давно узаконенный на западе, позволяет с высокой точностью определять эффективную пористость. Отмечу, что ЯМР прекрасный инструмент контроля различных процессов - будь то набухание (напр. монтмориллониты в растворах различной минерализации), выщелачивание (кислотная обработка) или вытеснение (капилляриметрия) и т.д. Помимо керна, ЯМР работает и с чистым флюидом - пожалуйса Вам свойства нефтей за 5 мин. ЯМР как метод очень широк, но, конечно, не вездесущь. Не нужно думать, что это панацея от всех бед. Для получения полной картины разреза скважины необходим целый комплекс, но ЯМР, считаю, одним из важнейщих (особенно на керне). Поэтому растущая популярность метода обоснована не его громким названием, а широчайшими возможностями

bne: Метод ЯМР в первую очередь представляет возможность определения структуры порового пространства, что безусловно позволяет определять общую пористость, выделять эффективную пористость, воду глин и капиллярносвязанную воду, проницаемость. >>>>>> Как Вы отличаете СОСТАВ от СТРУКТУРS в данном контексте? Тут конечно все зависит от ваших способностей (используемых моделей) перехода от струтуры порового пространства к необходимым характеристикам ФЭС. Но даже упомянутый метод граничных времен (отсечек), давно узаконенный на западе, позволяет с высокой точностью определять эффективную пористость. >>>>> А как с величиной отсечек? При разных отсечках (а их подбирают в немалом диапазоне) все будет заметно по разному = Отмечу, что ЯМР прекрасный инструмент контроля различных процессов - будь то набухание (напр. монтмориллониты в растворах различной минерализации), выщелачивание (кислотная обработка) или вытеснение (капилляриметрия) и т.д. >>>> Кинетику процессов исследовать - думаю что несомненно! ========= Помимо керна, ЯМР работает и с чистым флюидом - пожалуйса Вам свойства нефтей за 5 мин. ЯМР как метод очень широк, но, конечно, не вездесущь. >>>>> Согласен Но есть и золотое правило механики Кстати, про степень влияния железа я информацию привел А нет ли у Вас оценок или ссылок про влияние минерализации и состава раствора (все же не моя область, а узкие специалисты в ней нередко любят приукрашивать ситуацию) ========= Не нужно думать, что это панацея от всех бед. Для получения полной картины разреза скважины необходим целый комплекс, но ЯМР, считаю, одним из важнейщих (особенно на керне). >>>> Наверное это справедливо ======== Поэтому растущая популярность метода обоснована не его громким названием, а широчайшими возможностями >>>> Тут много факторов Включая и цену и начальный капитал Но для керна IMHO важнее всего экспрессность (особенно в сильно глинистых и низкопористых породах)

ASD: -Как Вы отличаете СОСТАВ от СТРУКТУРS в данном контексте? -Вообще ЯМР чувствует состав породы, но это слишком косвенно. А вот структуру он и разбирает. Если грубо ЯМР - считает водород и измеряет дырки, то бишь размер вмещающих воду пор. Именно в этом его основная ценность и заключается. ============= -А как с величиной отсечек? При разных отсечках (а их подбирают в немалом диапазоне) все будет заметно по разному -Безусловно изменится, для того они и настраиваются! Спросите как - например, по данным капилляриметри. Величина отсечки будет разниться для каждого литотипа породы и подбирается индивидуально. А вообще остаточную воду по ЯМР можно найти и другими способами... =========== -Кинетику процессов исследовать - думаю что несомненно! -Да именно. Ведь как полезно видеть перераспределение жидкости в поровом пространстве в результате тех или иных воздействий на породу! ==== -Согласен Но есть и золотое правило механики Кстати, про степень влияния железа я информацию выше привел А нет ли у Вас оценок или ссылок про влияние минерализации и состава раствора (все же не моя область, а узкие специалисты в ней нередко любят приукрашивать ситуацию) -И это прекрасно, будет чем проверить при желании ЯМР. А какой метод проще и быстрее - покажет результат :) === Да, железо негативно сказывается на добротности измерительного контура, искажает спин-эхо, подсаживает амплитуду. НО! все зависит от его количества. ЕСли это опилки от сверла, то есть возможность промыть скважину. У себя в лаборатории я их убирал магнитом, когда работал со шламом. Если это включения в породу - то будет соответствующий литотип и соответсвущие настройки измерения и послед обработки. Для того существует рентгеноструктурный анализ. Опять же повторю - ЯМР - не панацея, нужен комплекс. А цена... Знаю от каротажников, что зачастую только ЯМР и может раскрыть картину разреза. Решать заказчику. ЯМР тоже разный есть, буржуйский и наш.

bne: -Как Вы отличаете СОСТАВ от СТРУКТУРS в данном контексте? -Вообще ЯМР чувствует состав породы, но это слишком косвенно. А вот структуру он и разбирает. Если грубо ЯМР - считает водород и измеряет дырки, то бишь размер вмещающих воду пор. Именно в этом его основная ценность и заключается. >>>>>>>>>> Тем не менее, ответа про СТРУКТУРУ (как я понимаю, ПОРИСТУЮ СТРУКТУРУ) я у Вас не увидел А про структуру на уровне различия типов ядер вроде как вопрос и не ставился ============= -А как с величиной отсечек? При разных отсечках (а их подбирают в немалом диапазоне) все будет заметно по разному -Безусловно изменится, для того они и настраиваются! Спросите как - например, по данным капилляриметри. Величина отсечки будет разниться для каждого литотипа породы и подбирается индивидуально. А вообще остаточную воду по ЯМР можно найти и другими способами... >>>>>>> Замечательно Значит в принципе КАЖДОЕ ИЗМЕРЕНИЕ (понимаю, что вектор) может иметь один подгоночный параметр Тем самым скажем задача оенки пористости требует знания самой пористости Понимаю, что выручает задача типизации пород, но как-то недурно бы понять почетче про ее принципы ;-) =========== -Кинетику процессов исследовать - думаю что несомненно! -Да именно. Ведь как полезно видеть перераспределение жидкости в поровом пространстве в результате тех или иных воздействий на породу! >>> Согласен Четкое позиционирование возможностей метода это крайне важно, чтобы его не дискредитировать! ==== -Согласен Но есть и золотое правило механики Кстати, про степень влияния железа я информацию выше привел - по ссылке: http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000006-007 А нет ли у Вас оценок или ссылок про влияние минерализации и состава раствора (все же не моя область, а узкие специалисты в ней нередко любят приукрашивать ситуацию) -И это прекрасно, будет чем проверить при желании ЯМР. А какой метод проще и быстрее - покажет результат :) === Да, железо негативно сказывается на добротности измерительного контура, искажает спин-эхо, подсаживает амплитуду. НО! все зависит от его количества. ЕСли это опилки от сверла, то есть возможность промыть скважину. У себя в лаборатории я их убирал магнитом, когда работал со шламом. Если это включения в породу - то будет соответствующий литотип и соответсвущие настройки измерения и послед обработки. Для того существует рентгеноструктурный анализ. Опять же повторю - ЯМР - не панацея, нужен комплекс. >>>> ОК Только содержание того же пирита и сидерита может достигать и 20% и спектр изменения содержания не дискретный, а плавный! Так что возвращаемся к вопросу ТИПИЗАЦИИ ДЛЯ ЯМК Может с магнитометрией и плотностным надо комплексировать? ========== А цена... Знаю от каротажников, что зачастую только ЯМР и может раскрыть картину разреза. Решать заказчику. ЯМР тоже разный есть, буржуйский и наш. >>>>> И ЯМР может быть полезен - кто бы возражал ;-) Чем больше разносторонних измерений - тем больше можно строить продвинутых гипотез и тем точнее их верифицировать Но экспрессность - важное преимущество метода (тем более для сильноглинистых образцов) А про типы аппаратуры и цену многое что известно. Так, где то с год назад Cкрипникова (дочка Гарипова) агитировала за ЯМР для шлама (из US призжала с портативной установкой) Кроме того, в Германии сделана портативная установка (в рамках проекта измерений для TAMU) Так что монополии нет и это хорошо, только лохи купят по завышенным ценам!

ASD: -Тем не менее, ответа про СТРУКТУРУ (как я понимаю, ПОРИСТУЮ СТРУКТУРУ) я у Вас не увидел -Структура отражена в распределении пор по размерам, либо в распределении времен поперечной релаксации для ЯМР в однородном поле. -Значит в принципе КАЖДОЕ ИЗМЕРЕНИЕ (понимаю, что вектор) может иметь один подгоночный параметр Тем самым скажем задача оенки пористости требует знания самой пористости -любой эксперимент, как и ЯМР, дифференцирован на точечные измерения. Дело интерпретатора обобщать полученные единичные измерения. Вы правильно поняли, как я говорил, ЯМР считает количество водорода, то есть насыщающего флюида. Для определения пористости, безусловно необходимы данные об объеме матрицы горной породы. -Только содержание того же пирита и сидерита может достигать и 20% и спектр изменения содержания не дискретный, а плавный! Так что возвращаемся к вопросу ТИПИЗАЦИИ ДЛЯ ЯМК Может с магнитометрией и плотностным надо комплексировать? -Уверен, что так. Опять же ничто не заменит комплекс. Возвращаясь к ограничениям в использовании ЯМР. Да они есть, никто этого не отрицает. При большом содержании пирита думаю поедут настройки контура и сигнал будет сильно искажен, что будет заметно визуально. Хотя я с такими образцами не сталкивался. Можем проверить, если есть подобная коллекция. Дополню, существует процесс автокалибровки перед каждым измерением, основанный как раз на электропроводности образца. С изменением упомянутой меняется коэффициент усиления, соответственно искажения корректируются аппаратурно. Вообще, я не ставлю целью устраивать здесь коммерческую или какую иную рекламу метода ЯМР. Рад, что вообще существуют такой форум. Хотелось бы обменяться опытом со специалистами. По поводу шлама, детальной методики я к сожалению не видел. Очень интересно, как же заявляющие специалисты убирают межзеренную (межчастичную) воду, ведь сигнал от нее - паразит. Не уж то опять промакашкой? Гравивытеснение? Хотелось бы обсудить вопросы определения или даже косвенных намеков на фобность пород по данным ЯМР. Кто-нибудь этим занимается?

bne: -Тем не менее, ответа про СТРУКТУРУ (как я понимаю, ПОРИСТУЮ СТРУКТУРУ) я у Вас не увидел ASD: -Структура отражена в распределении пор по размерам, либо в распределении времен поперечной релаксации для ЯМР в однородном поле. >>>>>>>>>>> Капилляры с одинаковыми размерами можно комбинаторно распределять сильно по разному (в том числе и вообще изолированными) Структура в понимании петрофизиков и стереологов это именно способ их размещения, а не только размеры Без структуры в таком понимании нет и транспортных свойств И тут нужны иные дополнительные методы или жесткий тип структуры Для горных пород он не вплне жесткий, хотя это и довольно узкий класс из потенциально возможных многокомпонентных сред ===================== -Значит в принципе КАЖДОЕ ИЗМЕРЕНИЕ (понимаю, что вектор) может иметь один подгоночный параметр Тем самым скажем задача оценки пористости требует знания самой пористости ASD: -любой эксперимент, как и ЯМР, дифференцирован на точечные измерения. Дело интерпретатора обобщать полученные единичные измерения. Вы правильно поняли, как я говорил, ЯМР считает количество водорода, то есть насыщающего флюида. Для определения пористости, безусловно необходимы данные об объеме матрицы горной породы. >>>>> Методология эксперимента вопрос сложный Cкажем обычная линейка в условиях измерения плоской поверхности и постоянной температуры не требует подгоночных коэффициентов и уровеней отсечки Аналогично и пористость и проницаемость и сопротивление и гранулометрия Так что тут все же особая ситуация ===================== -Только содержание того же пирита и сидерита может достигать и 20% и спектр изменения содержания не дискретный, а плавный! Так что возвращаемся к вопросу ТИПИЗАЦИИ ДЛЯ ЯМК Может с магнитометрией и плотностным надо комплексировать? ASD: -Уверен, что так. Опять же ничто не заменит комплекс. Возвращаясь к ограничениям в использовании ЯМР. Да они есть, никто этого не отрицает. При большом содержании пирита думаю поедут настройки контура и сигнал будет сильно искажен, что будет заметно визуально. Хотя я с такими образцами не сталкивался. Можем проверить, если есть подобная коллекция. Дополню, существует процесс автокалибровки перед каждым измерением, основанный как раз на электропроводности образца. С изменением упомянутой меняется коэффициент усиления, соответственно искажения корректируются аппаратурно. >>>>>>> ОК, в смысле понял Как говаривал классик: ВЫ НЕ В ЦЕРКВИ - ВАС НЕ ОБМАНУТ ;-) =============== Вообще, я не ставлю целью устраивать здесь коммерческую или какую иную рекламу метода ЯМР. Рад, что вообще существуют такой форум. Хотелось бы обменяться опытом со специалистами. По поводу шлама, детальной методики я к сожалению не видел. Очень интересно, как же заявляющие специалисты убирают межзеренную (межчастичную) воду, ведь сигнал от нее - паразит. Не уж то опять промакашкой? Гравивытеснение? Хотелось бы обсудить вопросы определения или даже косвенных намеков на фобность пород по данным ЯМР. Кто-нибудь этим занимается? >>>>>>>>>>>> Вопросами ЯМР в пористых средах сопряженными со смачиваемостью и химией занимается (по моей информации) Хиросаки (US) - у него вроде как был на это грант Люди продвигающие ЯМР обычно не любят и не знают детали Может быть именно это им и помогает ;-)

ASD: В догонку... А госпожа Скрипникова, к сожалению так и не смогла дать ответы на мои вопросы, касающиеся определения ФЕС на шламе. Даже вопрос размера исследуемых частиц остался не закрытым. Видимо это ноу-хау. А возможно кому-то повезло больше.

bne: Это общая схема для персонала Западных компаний Скажем они способны сказать: ЭТО МЫ ДЕЛАЕМ (КЛАСТЕРНЫМ АНАЛИЗОМ, НЕЙРОННЫМИ СЕТЯМИ) При этом им всерьез невдомек, что сказать так - все равно что сказать: ПРО ЭТО НАПИСАНО В КАКОЙ-ТО КНИГЕ А Галя, хоть она мне и симпатична (проработал рядом несколько лет и она IMHO умненькая и работоспособная в рамках обязанностей) IMHO не имеет избытка внутренней мотивации Да и полезен ли избыток такой профессиональной мотивации женщине? ;-)

ASD: про СТРУКТУРУ: да, в таком контексте вы абсолютно правы. Что четко отражается в различие кривых капиллрного давления и ЯМР для карбонатных пород. -Вопросами ЯМР в пористых средах сопряженными со смачиваемостью и химией занимается (по моей информации) Хиросаки (US) - у него вроде как был на это грант -Случаем не владете какими-нить публикациями данного автора? Буду премного благодарен и готов поделиться результатами соответствующих ЯМР исследований (если они состоятся конечно). Возможно Ваш опыт содержит информацию о ЯМР исследованиях шлама? Мои знания заканчиваются на Тульбовиче с 20Мгц-вым релаксометром и единичными частичками шлама и предпосылках Белорая и Неретина с гравивытеснением.

bne: Cейчас меняю писюк на новый причем на фоне написания отчетов в конце года Поэтому обычный хаос приобрел более продвинутые формы Разгребу, поставлю десктопный поиск - постьараюсь найти (потерять не должен был) Все это на переферии моих интересов, поэтому кроме статей из LogAnalyst (SPWLA, Petrophysics) мало что в наличии имеется

ASD: Заранее благодарен. У меня из SPWLA только статьи за 90-94 гг и за 2004 часть

bne: оригинальные журналы

ASD: Возможно информация интересующая меня есть в тех статьях, которые у Вас в электронном виде. Буду премного благодарен

BorisE: Такм он даже на модельном примере со стеклянными капиллярами показывает влияние типа стекла на ЯМР: "Существенное влияние химических свойств поверхности на релаксационные кривые видно также на рис. 2, на котором приведены данные по щелевым моделям. Менее всего изменяется время Т1 модели из фторопластовых пластин, затем из полированных стеклянных и, наконец, матовых пластинок. Последние изготовлены из полированных с помощью абразивного порошка." Рис. 2. Взаимосвязь скорости спин-решеточной релаксации 1/T1 и структурного параметра S/V для щелевых моделей с различными химическими свойствами поверхностей. Поверхность: 1, 4. 6- матовая стеклянная, 2. 3, 7 - полированная стеклянная, 5 - фторопластовая. Фазы: 1, 2 - сильносвязанная. 3 - слабосвязанная http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1982/06/Stat/stat09.html

BorisE: До сих пор почти все петрофизики в России (да и большинство вовне) работающие с ЯМР работают в идеологии одного метода А ведь кто мешает работать как остальным? Вместо попыток устранить влияние факторов пытаться учесть это влияние Тогда вместо попыток убрать влияние того же пирита и сидерита можно было бы пытаться ввести его как переменную (влияющую и на сопротивление и на нейтронный и на плотностной) Кто мешает пойти по этому пути? Причем, самое смешное, что и я об этом не задумывался, поскольку не моя область

ASD: Наткнулся на старинные работы Тульбовича в области исследования свойств поверхности методом ЯМР. Прочитав, увидел интересную ссылку на еще более старинные работы Белорая... Суть заключалась в оценке коэффициента смачиваемости с помощью отношения времен Т1/Т2. Возможно кто-то более глубоко вникал в эти вопросы - скажите, что настолько разителны влияния смачиваемости поверхности на Т1 и Т2, что их отношение могло бы указать на свойства поверхности?

BorisE: Пока ничего сказать не могу Думаю, что искать ответ надо в статьях по ЯМР в глинах с разным насыщением Думаю, что работы такие есть Величина контраста для глин определит ситуацию и в более простых случаях

BorisE: При изучении емкости обмена глин, на Западе, наконец, вошло в моду использовать понятие ионных пар Не видел материалов, но ассоциирование ионов наверняка должно играеть и на ЯМР Самчиваемость поверности органикой IMHO должна этот эффект уменьшать Но это все из темы НА ПАЛЬЦАХ - может быть и иначе Вопрос пока за гранью моей компетентности

ASD: Не понял, а как связать эти работы с различной степенью влияния смачиваемости поверхности породы на Т1 и на Т2? Не могу понять, за счет чего влияние на Т1, например, будет меньше чем на Т2?

ASD: К сожалению описанные в указанной Вами статье Тульбовича измениния времн Т1 я связываю с изменением только отношения S/V (о чем он сам в принципе и говорит), а не с изменением химии поверхности. Не понимаю как все это связано со смачиваемостью. Если бы были взяты две одинаковые по размерам пустот системы, но из разных материалов (гидрофильного и -фобного) и потом на них поставлен подобный эксперимент, тогда можно было бы говорить о влиянии химии поверхности на Т1.

bne: http://www.searchanddiscovery.com/documents/2006/06122yu/index.htm

ASD: Во всех работах со шламом меня смущает несколько вещей! Во-первых с какими размерами частиц они работают или откуда взялись указанные размеры. Думаю нужно проводить спец исследования для каждого литотипа и сравнивать спектры ЯМР керна и спектры на частица различных размеров - где совпадут, тогда можно и в методику. На мой взгляд не разумно указывать размеры частиц от 1 мм. Во-вторых, совсем непонятно каким образом проводится сам ЯМР-замер, ведь частицы нужно насытить чем-то, но при насыщении необратимо жидкость попадет и в межзерновое пространсво. Что делают с ней, сушат? может вычитают сигнал? или еще что. Загадка для любой публикации по шламу, а ведь это важнейший вопрос в работе с насыпными образцами.

BorisE: Биологи давно придумали In Vivo и In Vitro (о чем я не устаю повторять) А у нас еще и In Vitro не стандартизовано толком

BorisE: Application of Magnetic Resonance Mud Logging for Rapid Reservoir Evaluation Abstract A systematic inventory of nearly 27,000 microfractures in 64 samples of 21 sandstone units shows that fossilized (mineral-filled) microfractures are ubiquitous in rocks that have experienced moderate to deep burial (1 to 6 km) even in tectonically quiescent and otherwise structureless areas. Microfractures were detected using SEM-CL, which detects fractures despite optical continuity between host grain and fracture-filling quartz that renders fractures invisible to transmitted-light observation. Microfracture abundance is highly variable, ranging from less than 35 to more than 250 microfractures per square millimeter. Sandstones contain populations of inherited fractures, which are potentially useful provenance indicators, as well as microfractures that developed in situ. Such microfracture populations provide a record of sandstone consolidation, diagenetic history, and deformation that is not accessible using geochemical or mechanical approaches alone. Crosscutting relations and other kinematic indicators show that fracture patterns evolve with increasing consolidation, from fractures associated with grain contact in porous material to sets of subparallel fractures in solid rock. This latter fracture category commonly features isolated to interconnected pores. Some microfractures have orientation, timing, and size distribution patterns that show that they are merely smaller examples of macroscopic fractures that are present in the same rock. For these fracture types apertures range over more than three orders of magnitude (0.0001 to >0.1 mm) and commonly have size populations that can be described with power laws. Полный текст - по ссылке http://www.searchanddiscovery.net/documents/2006/06122yu/images/yu.pdf

ASD: увидел только абстракт и плакат с проезентации. Интересен полный текст доклада или публикации, но все равно спасибо :)

bne: Статья Аксельрод C.М. ЯДЕРНО-МАГНИТНЫЕ МЕТОДЫ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (по материалам американских публикации) КАРОТАЖНИК 2003 №110 стр.10-35 положена на сайт: www.petrogloss.narod.ru www.Petrogloss.narod.ru

ShadowRaven: Вопрос коллегам Встречался ли кто-нибудь с оценкой ЯМР диффузии легкой нефти в микропористом доломите (20-22%)? По керну пористость бьется с нейтрон-плотностным, давление и температура - никакой экзотики... Сомнения вызывает возможность измерения диффузиив микропористой среде.

BorisE: Пишут, что добавка 1% железистых минералов к кварцевому песку может изменить T2 на два порядка Статья опубликована в январском Geophysics Видно дорогой метод и многим выгодный - потому и не спешили писать об этом Фокус в другом - теперь непонятно почему метод вообще как-то работает в условиях той же Западной Сибири Может быть снова игры с небольшими отклонениями от среднего? Или при обработке уислотой умудряются тот же лимонит, например, напрочь удалить?

BorisE: Понятно, что здесь также будет играть роль геометрия - пленочный цемент на поверхности будет работать совсем иначе чем изолированные зерна Однако, как это аккуратно считать не знаю не понял ли кто-то Интересно, что при сравнении результатов до и после обработки кислотой можно пытаться делать содержательные выводы

ShadowRaven: Во время работ в З Сибири, в средней юре Ю3-Ю8 (Тюменка) сигнал Т2 "убивался" присутствием сферосидерита. К сожалению это отмечалось только на материалах зонда Тверьгеофики, данных Халлибуртона и Шлюма получить не удалось.

Boris_Home: Чем сложнее метод или прием тем мудрее должен быть человек определяющий область его применения Это относится почти ко всем новым методам (включая и волновую акустику) Но чаще всего по пути появлется или неуемный энтузиаст или попросту жулик и тогда рано или поздно метод дискредитируется А уж если его в ГОСТ протолкнули - добром для дела точно не скоро кончится Хотелось бы понять, что можно вытащить из плотности для проницаемости и фазовой проницаемости и насколько эта информация устойчива Но наверное не сложится, если бум пойдет - заплюют и затопчут Хотя посмотрим ;-)

Isajcheva: "С нами недра доступнее" - кто не знает - это стратегическая цель изложенная на умирающем сайте компании "Газпром геофизика", которую слили с компанией, зарегистрированной на Кипре под названием "Георесурс". ОАО "Газпрому" не до геофизики, главное ресурсы. Показуху устроили с переползанием из одной организации (ОАО "Газпромгеофизика") в другие (ООО "Газпром геофизика", ООО "Георесурс"). Людей то перевели и технику из которой песок сыпится, а информацию о НЕДРАХ, накопленных за 47 лет работы компании (территория бывшего СССР) оставили иностранным миноритариям. ЯМР - спасительный якорь российской геофизики или "с нами недра доступнее" для компаний Schlumberger ... ? C 1 июля 2011 года вступает в действие новый ГОСТ Р 53709-2009, в соответствии с которым применение ЯМК в сложных разрезах обязательно. Остается открытым вопрос, сможет ли российская геофизика не располагая в должной мере приборами ЯМК (0 приборов у компании выполняющей 80 % объема ГИС ОАО "ГАЗПРОМ"), практически не имея специалистов по проведению этих исследований и специалистов, которые могут выполнять интепретацию данного метода, выполнить обязательные требования ГОСТа. Или очередной объем работ плавно перекочует к мировым лидерам геофизического сервиса в лице американских компаний, которые в отличие от России используют данную технологию не одну пятилетку и любезно допущены к нашим НЕДРАМ, как со стороны Государства (ФАС, МПР, МИНТОПЭНЕРГО ..., так и со стороны нефтегазового бизнеса (ОАО "Газпром"). Зато на всех руководящих геофизических должностях бывшие военные, менты и спецслужбы. Результат на лицо иностранное присутствие в стратегическом направлении - 35 % (по официальным данным) и то ли еще будет.

bne: Я с времен Шахо Каллистратовича на Ильменском не бывал Но вроде и Тверь (Яценко) там прикуплена Может и тверские ребята будут работать Я за то, чтобы писали больше каротажа, но не забывали соотечественников и наращивали качество измерений и интерпретации

Isajcheva: Теперь не Ильменский проезд, а улица Болотниковская (адрес фактического местонахождения) - что очень символично. Юридический - проспект Вернадского, есть НАДЕЖДА что что-то выживет. "Нефтегазгеофизика" (Тверь) не входит в состав ООО "ГЕОРЕСУРС". Это Гергедава думал о консолидации геофизической деятельности, теперь думают о другом. "Что в имени тебе моем ? ...". Даже слово ГЕОФИЗИКА убрали из названия компании.

bne: А что с предприятием в Кимрах? После ухода Жардецкого что-то ничего не слышал о них

Isajcheva: Андрей Владиславович Жардецкий умер при весьма странных обстоятельствах. Официальная версия - самоубийство. Начала я работать в "Газпромгеофизика" с конца 1993 года. Очень часто ездила в командировки в Кимры, так как курировала программное обеспечение. И командировки были иногда очень длительные по 3 недели. Жардецкий был очень верующий человек, соблюдал посты. Так что в подобную версию не верю. Довести могли, уничтожив все его труды. Это да. ОКР ОАО "Газпром" не финансирует по определению, так как мне сказали, что не знают как принимать работы - инструкция еще не написана. Так что наше приборостроение приказало долго жить. Жардецкий в свое время перетащил всю тематику в тематическое управление Администрации. Теперь от них избавились, отправив в филиал под названием "Инжиниринговый Центр". 1 тема по Западной Сибири у них есть - пока живут, но Н.С. Моргунов (и команда из нескольких геофизиков-пенсионерок) на которых держится весь подсчет запасов кажется до 1 августа с.г. В Кимрах несколько человек (Аксенов, Эланский ...) думаю от них скоро окончально избавятся или они сами уйдут. Геофизики нынче не нужны, тем более не блатные.

bne_Home: Вроде Павел Моисеев там активно работал с софтом А что за Эланский я просто не в теме Мих-Мих Элланский давно помер, а фамилия редкая относительно Про Андря Владиславовича мне поступок его сыном мотивировали (уже и не помню кто)

Isajcheva: Оболочку "ГЕОМОДа" улучшают ребята из Кимр. Используется данное ПО для выполнения работ по этой единственной теме.

Борис_Н_Е: Помню Жардецкий и ароновское картопостроение вписывал и вообще все лучшее хотел собрать А вообще как-то в Кимрах (еще примерно в 75-м) Данилов (известный по АСОРК) планировал обработку по спутниковой связи (с помощью "Эльбрус") Тогда была выездная сессия в котором участвовали покойные Леонтьев, Омесь, Элланский, Баринова, Беркова, Путкаралзе. Зверев был, Штемблер. У меня был доклал Екклезиастические мысли посещают если все это помнить Cтолько сил и благих намерений впустую в распыл ушло.

Isajcheva: Жардецкий молодец, очень много сделал и мог сделать еще больше. Поэтому и убрали. Когда идет реструктуризация, т.е. операция - больной не должен проявлять активность. Желательно коматозное состояние. Ошибка стратегическая была сделана (я часто об этом говорила Гергедаве) на счет КТ ОИГИС. Нельзя машину собирать по принципу: 1 колесо от запорожца, другое от велосипеда, капот от мерседеса, мотор от вентилятора и т.д. Должна быть одна оболочка, единый интерфейс, исходники переписаны одной командой программистов, единая база стандартизованная ... Но видно во все времена есть свои Остапы Бендары или Пройдохи (приходит на ум французкий фильм). Господин Рукавицын, если Вы помните. Интересно, где он сейчас ? В те времена я была секретарем научно-технического совета, я Вас хорошо помню - Вы со своим искрометным чувством юмора всегда были украшением заседания.

bne: Спасибо на добром слове (это наверное про "портрет Сталина, засиженный мухами" - вполне по Гашеку, Вы вспомнили) ;-) Шахо как народный поэт Грузии нашел уютный для него имидж дружелюбного грузина, с особыми привязанностями ;-) Значит и я Вас помню (по лицу легче вспомнить чем по фамилии) Мало про кого я знаю Слышал, от Шахо (наверное на похоронах Элланского) как он обвинял Рукавицына Но есть у меня впечатление, что Рукавицын таки делился с нужными людьми Вообще вся эта затея IMHO носила душок распила, к сожалению Особой конкурсности даже в распределеии тем и задач не было, очень много субъективизма У ММ Элланского числилось наверное 5-7 человек, а что-то делали полтора И всех так А в сумме деньги были наверняка не малые Стклянин уже лет 7 не видел (расформировали ГлавНивц и он попал на пенсию) Больше ни о ком ничего не слышал

Isajcheva: Идея была хорошой, даже очень. И Гергедава в нее свято верил ("банка данных" - Гергедава, "нажмешь на кнопку получишь результат, и твоя мечта осуществится" - моя интерпретация). Ручная интерпретация - это пытка еще та. Жить не захочешь, не то чтобы работать. Светостол - из серии допросов, когда подследственному светят в лицо. Когда у дочек вижу гуашь как-то не по себе становится. Снимать отсчетики на многие километры ... Даже поправки вводить не так ужасно. Наверное, поэтому тот поток и не задержался в геофизике. Мне повезло, у меня продвинутые родители, поэтому персональный компьютер был дома с 1989 года. С этого же года будучи примерной студенткой 2 курса мне предложили работать у Формановой в лаборатории Бориса Юрьевича. Мое рабочее место было за его столом. Помню его кроличью шапку. Он всегда мне ее оставлял на столе и каждый раз спрашивал: "Мой кролик Вам не помешает ?". Помню его короткие брюки. Это что мода была такая или его стиль ? Занималась я тогда Тенгизом. Оцифровки тогда на кафедре не было. Все мои жизненные соки ушли на разбивку на пласты и снятие отсчетов. По закону самосохранения даже не энергии, а жизни графики (идей у Вендельштейна было много и даже 3-мерных, а то и 4-мерных - аналог современных M-N-плоттов) я уже строила на своем 256. Написала программу на Паскале, предварительно самостоятельно его освоив. Поэтому, наверное, и задержалась в геофизике. Когда я пришла на Ильменский в 1993 г. во всей организации был 1 компьютер, я его делила с коллегой из производственного отдела. И когда в течение 3-5 лет был такой колосальный прорыв от аналоговой регистрации, ручной интерпретации к новым технологиям - это БОЛЬШАЯ ЗАСЛУГА ГЕРГЕДАВЫ и ЖАРДЕЦКОГО. Предприятия хоть СВЕТ увидели. Реально было сделаны и внедрены в производство следующие АРМы: оцифровка ( + значительный вклад Морозова ), Геккон (Кременецкого), Планшет + первые попытки базы (стандарт по открытому стволу и некоторые шаги по контролю) + геомоделирование (в основном ПХГ) - Жардецкого. Это то, что я курировала и знаю точно. Модуль Элланского я честно не видела, ушла в декрет. Насколько мне известно, наши филиалы его тоже не увидели. Остальные АРМы ?

Борис_Н_Е: Стол Фармановой (наверное на 4-м этаже) я помню А на длину брюк БЮ я внимание не обращал - что с мужчины взять ;-) В ЦГЭ машинная интерпретация шла с 1972 года В 1974 добились полностью машинной интерпретации для оперативного заключения за сутки С 1981 уже начался АСОИГИС, а вскоре и все только в цифровом виде ГазПром отставал, хотя Данилов в 1980 уже говорил про перспективы сетей связи В 1992 на рынок стали попадать Шлюмы Вначале только с Sun и разрабатывать софт было сложно и дорого А потом (примерно 96 появился активно Windows) И тогда я помню как своевременно выбрал Delphi Элланский передавал Жардецкому модули, но слишком большое было расстояние для сотрудничества, да и он привык работать по коллекторам, а не по разрезу в целом Писал программы ему я и Кольчицкая и Юра Катрих (он потом эмигрировал) Просто писал я ему по его алгоритмам (для приработка), а свои делал в ЦГЭ На расстоянии с ММ прекрасно можно было сотрудничать, хотя неуемности и на расстоянии было заметно Жардецкий одно время увлекся моделями Орлова, которые (как я Орлову и говорил - дурно понятие и напрасно экстраполированные частные решения из известных соотношений) Потом он отошел и от Орлова А дальше я уже попал в ПАНГЕЮ и как-то пути разошлись

Isajcheva: Если сопоставить бинарную пористость по ЯМК и объемную модель пористости прослеживается интересная закономерность: сдвиг спектра распределения Т2 в сторону более коротких времен, с одной стороны; появление в объемной модели при минимальной пористости как вспышка старших бинов (256, 512 ... мс), с другой. Данный контраст позволяет выделять зоны пиритизации. Сравнивала с керном - гнезда пиритов. И ни с чем не спутаешь. Бросается в глаза. Сопоставляла по данным профилеметрии влияние эллипсоидности ствола. Там мы тоже теряем сигнал, но этой вспышки нет. В интервалах, где сохранился незатронутый вытеснением газ, пористость тоже занижена (низкая концентрация водорода в газе и недостаточная поляризация), но не до такой степени. Потом есть ГГКп (можно сравнить).

bne: А какой процент пирита и характер его распределения? По идее и на сопротивление может влиять если он распределен связно

Isajcheva: Гнезда пирита в диаметре 3 см, 5 см. Очень хорошо все согласовывается по керну. Везде, где в описании был пирит - есть отклик по двум моделям. Объект - Западная Сибирь, тюменская свита (Ю1, Ю2-1, Ю2-2, Ю3, Ю4). Низкоомный разрез. Присутствие в породе трехслойных глинистых минералов (смектит, иллит, хлорит) которые тоже сильно влияют на сопротивление. Сделала объемную модель по ЯМК (смектит + иллит + хлорит + каолинит). Жаль сравнить не с чем.

Борис_H_Е: Опасаюсь я моделей с большим числом сходных компонент Они обычно очень неустойчивы В этом нередко можно убедиться Monte-Carlo

Isajcheva: Как раз по ЯМК они очень даже отличаются (Т2 и релаксивность).

bne: Многократно встречался с ситуацией, когда интуиции шалила Лично мне только просчет инверсия с учетом ошибок дает уверенность

BorisE: Anferova, S., Anferov, V., Arnold, J., Talnishnikh, E., Voda, M. A., Kupferschläger, K., Blümler, P., Clauser, C., Blümich, B., 2007. Improved Halbach Sensor for NMR Scanning of Drill Cores, Magnetic Resonance Imaging, XX, XXX–XXX. Лежит по ссылке http://www.geophysik.rwth-aachen.de/Downloads/pdf/AnferovaEtAl_MagneticResonanceImaging_2007.pdf

BorisE: Топорком, Рудаковская и др в трудах SCA-2005 Капиллярометрия-ЯМР-Ультрацентрифуга Коэффициент корреляции (визуально) в районе 0.6

BorisE: Грустное впечатление оставило обсуждение этого доклада по ЯМК на конкурсе памяти ММ Докладывал Павел Павлович Лукьянёнок ООО «КогалымНИПИнефть» Не приехал Лев Муравьев из Екатеринбурга (или не объявился - не знаю) Был приглашен Неретин И вопросы (как по форме, так и по существу) Неретина наводили меня на мысль о том< что сообщество ЯМКшников живет весьма не дружно Интерес у меня вызвало и отношение Неретина к разработкам группы Топоркова

BorisE: 1. 7126333 Method and apparatus for correcting ringing in NMR signals 2. 6984980 Method and apparatus for NMR sensor with loop-gap resonator 3. 6977499 Formation-based interpretation of NMR data for carbonate reservoirs 4. 6838876 Slotted NMR antenna cover 5. 6838875 Processing NMR data in the presence of coherent ringing 6. 6781371 High vertical resolution antennas for NMR logging 7. 6774628 Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields 8. 6727696 Downhole NMR processing 9. 6714009 Method for the inversion of CPMG measurements enhanced by often repeated short wait time measurements 10. 6703833 Nuclear magnetic resonance apparatus and method having toroidal antenna windings 11. 6686738 Method for determining decay characteristics of multi-component downhole decay data 12. 6686737 Amplitude and/or phase modulated NMR pulse sequences 13. 6661226 NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil 14. 6600315 Method for improving resolution of nuclear magnetic resonance measurements by combining low resolution high accuracy measurements with high resolution low accuracy measurements 15. 6586931 NMR logging in the earth's magnetic field 16. 6570381 Nuclear magnetic resonance well logging method and apparatus 17. 6522138 Resolution enhancement for sequential phase alternated pair nuclear magnetic resonance measurements 18. 6489763 Magnet assembly for nuclear magnetic resonance well logging tools 19. 6377042 Method and apparatus for merging of NMR echo trains in the time domain 20. 6369567 Nuclear magnetic resonance method and apparatus for determining pore characteristics of rocks and other porous materials 21. 6316940 System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion 22. 6297632 Detecting tool motion effects on spin echoes obtained with nuclear magnetic resonance measurements 23. 6232778 Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization 24. 6177794 Use of earth field spin echo NMR to search for liquid minerals 25. 6147489 Method and apparatus for measuring total nuclear magnetic resonance porosity 26. 6111409 Nuclear magnetic reasonance fluid characterization apparatus and method for using with electric wireline formation testing instruments 27. 6097184 Nuclear magnetic resonance well logging to determine gas-filled porosity and oil-filled porosity of earth formations without a constant static magnetic field gradient 28. 6072314 NMR interpretation technique using error minimization with variable T2 cutoff 29. 6069477 Method for improving the accuracy of NMR relaxation distribution analysis with two echo trains 30. 7075298 Method and apparatus for well logging using NMR with a long conductive rare-earth magnet and excitation compensation in the area of the long magnet 31. 7034529 Phase-alternated Carr-Purcell NMR echo sequence 32. 7026814 Tuning of nuclear magnetic resonance logging tools 33. 6956370 Method for reducing ringing in NMR measurements by combining NMR signals having a spin echo and spurious signal component 34. 6952096 Method and apparatus for determining speed and properties of flowing fluids using NMR measurements 35. 6937013 NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes 36. 6825659 Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling 37. 6825658 NMR logging apparatus and methods for fluid typing 38. 6646438 NMR data acquisition with multiple interecho spacing 39. 6624629 Optimizing characteristics of RF pulses used in NMR measurements 40. 6603310 Method for correcting downhole NMR data contaminated by borehole signals 41. 6570382 Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus 42. 6566874 Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements 43. 6522136 Well logging technique and apparatus for determining pore characteristics of earth formations using magnetic resonance 44. 6466013 Nuclear magnetic resonance measurements in well logging using an optimized rephasing pulse sequence 45. 6445180 Nuclear magnetic resonance tool with active RF spoiler antenna 46. 6331775 Gas zone evaluation by combining dual wait time NMR data with density data 47. 6255817 Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution 48. 6115671 Method for estimating rock petrophysical parameters using temperature modified NMR data 49. 6111408 Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements 50. 6040696 Method for estimating pore structure in carbonates from NMR measurements 51. 6975112 Systems and methods of determining motion tool parameters in borehole logging 52. 6717404 System and methods for formation evaluation while drilling 53. 6545471 Method for resistivity well logging utilizing nuclear magnetic resonance 54. 6420869 Method and apparatus for estimating NMR properties by near infrared spectra 55. 6417330 Insulin-like growth factor binding protein variants 56. 6366087 NMR logging apparatus and methods for fluid typing 57. 6342784 Method for resistivity well logging utilizing nuclear magnetic resonance 58. 6326785 Nuclear magnetic resonance tool with magnetostrictive noise compensation 59. 6229308 Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements 60. 6215304 NMR sensor 61. 6163151 Apparatus and method for making nuclear magnetic measurements in a borehole 62. 6133734 Method and apparatus for evaluating an earth formation using nuclear magnetic resonance techiques 63. 5977768 Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution 64. 5977297 Process for isolating insulin by high-pressure liquid chromatography 65. 7122515 Methods for treating a patient having Metabolic Syndrome 66. 7091719 Method for determining properties of formation fluids 67. 7088097 Abstract 68. 7053611 Method and apparatus for using pulsed field gradient NMR measurements to determine fluid properties in a fluid sampling well logging tool 69. 7042215 Three point dixon techniques in MRI spiral trajectories with off-resonance correction where each TE is a multiple of 2.2 milliseconds 70. 7034528 Methods for formation evaluation based on multi-dimensional representation of nuclear magnetic resonance data 71. 7020557 Method and apparatus for correcting the depth index for well-log data using pressure measurements 72. 7012426 High-resolution high-speed NMR well logging device 73. 6987385 System and methods for analyzing carbonate formations while drilling 74. 6972564 Objective oriented methods for NMR log acquisitions for estimating earth formation and fluid properties 75. 6954066 Abnormal pressure determination using nuclear magnetic resonance logging 76. 6938469 Method for determining properties of formation fluids 77. 6933719 Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR 78. 6903547 Method and apparatus for improving the vertical resolution of NMR logs 79. 6897651 Method for eliminating effects of acoustic excitations in NMR data 80. 6894493 Method and apparatus for NMR measurement of magnetic materials 81. 6882147 NMR detection of small amount of fast transversal relaxation component in mixtures 82. 6879154 Method for determining the resistivity index, as a function of the water saturation, of certain rocks of complex porosity 83. 6859034 Time-domain data integration of multiple gradient, multiple TE echo trains 84. 6856132 Method and apparatus for subterranean formation flow imaging 85. 6844728 Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region in a borehole 86. 6841996 Nuclear magnetic resonance apparatus and methods for analyzing fluids extracted from earth formation 87. 6807536 Methods and systems for computing singular value decompositions of matrices and low rank approximations of matrices 88. 6794864 Determination of oil and water compositions of oil/water emulsions using low field NMR relaxometry 89. 6714871 Method for quantifying permeability of vuggy carbonates using wireline logs 90. 6703832 Method for detecting hydrocarbons by comparing NMR response at different depths of investigation 91. 6690167 Nuclear magnetic resonance pulse sequence with refocusing pulses having reduced tipping angle 92. 6597170 Optimal excitation pulse shaping for multi-frequency measurements in NMR logging 93. 6583621 Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling 94. 6580273 Side-looking NMR probe for oil well logging 95. 6531868 System and methods for formation evaluation while drilling 96. 6525534 System and methods for NMR signal processing without phase alternated pair stacking 97. 6522137 Two-dimensional magnetic resonance imaging in a borehole 98. 6462542 Nuclear magnetic resonance measurements and methods of analyzing nuclear magnetic resonance data 99. 6459262 Toroidal receiver for NMR MWD 100. 6392409 Determination of T1 relaxation time from multiple wait time NMR logs acquired in the same or different logging passes 101. 6388441 Method for processing NMR data without phase-alternating-pair (PAP) averaging 102. 6384016 Stabilized aqueous peptide solutions 103. 6366089 Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution 104. 6366086 Apparatus and method for magnetic resonance logging 105. 6362619 Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling 106. 6352798 Phenyl boron-based compounds as anion receptors for non-aqueous battery electrolytes 107. 6348792 Side-looking NMR probe for oil well logging 108. 6346813 Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations 109. 6344744 Multiple frequency method for nuclear magnetic resonance longitudinal relaxation measurement and pulsing sequence for power use optimization 110. 6268726 Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling 111. 6255819 System and method for geologically-enhanced magnetic resonance imaging logs 112. 6242913 Method for formation evaluation while drilling 113. 6242912 System and method for lithology-independent gas detection using multifrequency gradient NMR logging 114. 6225803 NMR log processing using wavelet filter and iterative inversion 115. 6204663 Pulse sequence and method for suppression of magneto-acoustic artifacts in NMR data 116. 6184681 Apparatus and method for computing a distribution of spin-spin relaxation times 117. 6140818 NMR logging tool and method for fast logging 118. 6140817 Magnetic resonance well logging method and apparatus 119. 6133735 Magnetic resonance logging method and apparatus 120. 6121774 Method for eliminating ringing during a nuclear magnetic resonance measurement 121. 6121773 Longitudinal NMR well logging apparatus and method 122. 6107796 Method and apparatus for differentiating oil based mud filtrate from connate oil 123. 6094048 NMR logging of natural gas reservoirs 124. 6081116 Nuclear magnetic resonance apparatus and method for geological applications 125. 6051973 Method for formation evaluation while drilling 126. 6023164 Eccentric NMR well logging apparatus and method 127. 6023163 Well logging method and apparatus for determining gas and diffusion coefficient using NMR 128. 6008646 Apparatus for protecting a magnetic resonance antenna 129. 5994901 Magnetic resonance logging instrument 130. 5969527 Rf coil assembly 131. 5923167 Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling 132. 5814988 Combination nuclear magnetic resonance and electromagnetic induction resistivity well logging instrument and method 133. 5767674 Apparatus for protecting a magnetic resonance antenna 134. 5705927 Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling including a shortened or truncated CPMG sequence 135. 5700776 Medicaments comprising glicentin as active ingredient 136. 5621074 Aprotinin analogs 137. 5618915 Aprotinin analogs 138. 5614492 Insulinotropic hormone GLP-1 (7-36) and uses thereof 139. 7133779 Automated borehole geology and petrophysics interpretation using image logs 140. 7126332 Downhole high resolution NMR spectroscopy with polarization enhancement 141. 7116103 Nuclear magnetic resonance method and apparatus for evaluating a characteristic of a region 142. 7069150 Method for optimizing migration fields using time slice analysis 143. 7049815 Method and apparatus for multi-frequency NMR diffusion measurements in the presence of internal magnetic field gradients 144. 7015694 NMR apparatus and method for stochastic pulsing of earth formations 145. 7009393 Nuclear magnetic resonance method of detecting and monitoring the flocculation kinetics of heavy fractions of a complex fluid 146. 6995560 Chemical species suppression for MRI imaging using spiral trajectories with off-resonance correction 147. 6958604 Apparatus and methods for J-edit nuclear magnetic resonance measurement 148. 6956371 Method and apparatus for detecting diffusion sensitive phases with estimation of residual error in NMR logs 149. 6951842 Compositions providing for increased IGF-I solubility 150. 6937014 Method for obtaining multi-dimensional proton density distributions from a system of nuclear spins 151. 6900630 Azimuthal NMR imaging of formation properties from a wellbore 152. 6897652 NMR flow measurement while drilling 153. 6867589 Method for detecting hydrocarbons from NMR data 154. 6859033 Method for magnetic resonance fluid characterization 155. 6850060 Method and apparatus for rapid characterization of diffusion 156. 6844729 Method of using nuclear spectroscopy measurements acquired while drilling 157. 6833699 Method for using conventional core data to calibrate bound water volumes derived from true vertical depth (TVD) indexing, in a borehole, of capillary pressure and NMR logs 158. 6831571 Logging device data dump probe 159. 6815950 J-spectroscopy in the wellbore 160. 6770620 Use of GLP for the treatment, prevention, diagnosis, and prognosis of bone-related and nutrition-related disorders 161. 6767892 Compositions providing for increased IGF-I solubility 162. 6765380 Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements 163. 6751557 Rock classification method and apparatus 164. 6737864 Magnetic resonance fluid analysis apparatus and method 165. 6720765 High-resolution high-speed NMR well logging device 166. 6718265 Petrophysical property estimation using an acoustic calibration relationship 167. 6710596 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 168. 6686736 Combined characterization and inversion of reservoir parameters from nuclear, NMR and resistivity measurements 169. 6665616 Method for determining decay characteristics of multi-component downhole decay data 170. 6650114 NMR data acquisition with multiple interecho spacing 171. 6646437 System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling 172. 6642715 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 173. 6603309 Active signal conditioning circuitry for well logging and monitoring while drilling nuclear magnetic resonance spectrometers 174. 6600316 Rapid NMR multi-frequency T1 and T2 acquisition for earth formations evaluation with MWD or wireline tools 175. 6586932 Enhanced performance antennas for NMR logging 176. 6580272 Nuclear magnetic resonance logging based on steady-state free precession 177. 6577125 Temperature compensated magnetic field apparatus for NMR measurements 178. 6573715 Porosity and permeability measurement of underground formations containing crude oil, using EPR response data 179. 6563314 Well logging method and apparatus for determining the nuclear magnetic resonance longitudinal magnetization decay of formations 180. 6559640 NMR apparatus and method utilizing pulsed static magnetic fields 181. 6559639 Estimating permeability without determinating a distribution of relaxation times 182. 6549007 On-line NMR imaging of a solid or liquid object undergoing continuous translational motion 183. 6538438 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 184. 6534980 Downhole NMR tool antenna design 185. 6531869 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 186. 6528995 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 187. 6525535 NMR apparatus for oil well logging of large and small diameter wells 188. 6518758 Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same 189. 6518757 Use of CPMG sequences with phase cycled refocusing pulses in inside-out NMR for phase encoded imaging and to eliminate coherent ringing within one scan 190. 6518756 Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging 191. 6512371 System and method for determining oil, water and gas saturations for low-field gradient NMR logging tools 192. 6498484 Method for reducing ringing in nuclear magnetic resonance well logging instruments 193. 6484102 System for evaluating fluid distributions of subsurface reservoirs 194. 6459263 Nuclear magnetic resonance measurements in well logging using motion triggered pulsing 195. 6429654 Nuclear magnetic resonance pulse sequence for improving signal-to-noise ratio 196. 6429653 Method and apparatus for protecting a sensor in a drill collar 197. 6411087 NMR logging tool with Hi-Tc trap field magnet 198. 6400149 Nuclear magnetic resonance apparatus and method for generating an axisymmetric magnetic field having straight contour lines in the resonance region 199. 6400147 Downhole NMR tool having a programmable pulse sequencer 200. 6392410 Nuclear magnetic resonance apparatus and method for generating an axisymmetric magnetic field having straight contour lines in the resonance region 201. 6373248 Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution 202. 6337568 System and method for enhanced vertical resolution magnetic resonance imaging logs 203. 6326784 Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils 204. 6291995 Apparatus and method for generating a pulse sequence 205. 6255818 Method and apparatus for performing magnetic resonance measurements 206. 6246236 Apparatus and method for obtaining a nuclear magnetic resonance measurement while drilling 207. 6218833 Temperature compensated nuclear magnetic resonance apparatus and method 208. 6181132 NMR logging assembly 209. 6118272 Nuclear magnetic resonance apparatus and method 210. 6114851 Temperature compensated nuclear magnetic resonance apparatus and method 211. 6107797 Magnetic resonance logging apparatus and method 212. 6084408 Methods for acquisition and processing of nuclear magnetic resonance signals for determining fluid properties in petroleum reservoirs having more than one fluid phase 213. 6078872 Method for suppressing noise in measurements 214. 6049205 Multiple frequency method for nuclear magnetic resonance longitudinal relaxation measurement and pulsing sequence for power use optimization 215. 6025368 Method for treating the symptoms of chronic stress-related disorders using IGF 216. 6018243 NMR well logging apparatus and method 217. 6008645 Prediction of permeability from capillary pressure curves derived from nuclear magnetic resonance pore size distributions 218. 6005389 Pulse sequences and interpretation techniques for NMR measurements 219. 5959453 Radial NMR well logging apparatus and method 220. 5958909 Insulinotropic hormones and uses thereof 221. 5914598 Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling 222. 5835529 Digital communication apparatus 223. 5834936 Nuclear magnetic resonance apparatus and method 224. 5814991 Magnetic resonance tomography method with screening of signals from tissues with long transverse relaxation times 225. 5739687 Magnetic field generating assembly 226. 5710511 Method and apparatus for eddy current suppression 227. 5693609 Acylated insulin analogs 228. 5646528 Magnet assembly 229. 7084625 Method and apparatus of reducing ringing in a nuclear magnetic resonance probe 230. 7083006 Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications 231. 7075297 Combining NMR, density, and dielectric measurements for determining downhole reservoir fluid volumes 232. 7071697 Centralizer including measurement means 233. 7067485 IGF-I composition and its use 234. 7065329 Half duplex radio transceiver with low IF receiver 235. 7049292 Therapeutically effective peptides related to preproinsulin 236. 7028557 Method and procedure to measure fluid flow and fluid fraction, and equipment used to that end 237. 7027926 Enhanced measurement of azimuthal dependence of subterranean parameters 238. 7027922 Deep resistivity transient method for MWD applications using asymptotic filtering 239. 6959246 Carbonate permeability 240. 6909969 Method of through-casing gas detection 241. 6888188 Capacitor constructions comprising perovskite-type dielectric materials and having different degrees of crystallinity within the perovskite-type dielectric materials 242. 6867705 Remote controller for television having a function of measuring body fat and television receiver with the same 243. 6844727 Method and apparatus of reducing ringing in a nuclear magnetic resonance probe 244. 6826484 3D prestack time migration method 245. 6789292 Hinge assembly 246. 6788263 Replaceable antennas for subsurface monitoring apparatus 247. 6739409 Method and apparatus for a downhole NMR MWD tool configuration 248. 6735422 Calibrated DC compensation system for a wireless communication device configured in a zero intermediate frequency architecture 249. 6719977 Methods to potentiate cancer therapies 250. 6704594 Magnetic resonance imaging device 251. 6637524 Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications 252. 6620910 Peptide compounds analogues of the glucagon-like peptide-1 (7-37) 253. 6597171 Nuclear magnetic resonance methods for extracting information about a fluid in a rock 254. 6573716 Method and apparatus for tuning an NMR coil 255. 6571619 Real time petrophysical evaluation system 256. 6553755 Expanded grid static mixer 257. 6526354 Sonic well logging for alteration detection 258. 6516898 Continuous wellbore drilling system with stationary sensor measurements 259. 6493632 Water saturation and sand fraction determination from borehole resistivity imaging tool, transverse induction logging and a tensorial water saturation model 260. 6470274 Water saturation and sand fraction determination from borehole resistivity imaging tool, transverse induction logging and a tensorial dual water saturation model 261. 6452389 NMR pulse sequences for increasing the efficiency of acquisition 262. 6446736 Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications 263. 6445307 Drill string telemetry 264. 6437564 Estimate of transversal motion of the NMR tool during logging 265. 6411913 Synchronous extremely low frequency (ELF) receiver 266. 6400148 Use of redundant data for log quality measurements 267. 6292754 Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data 268. 6249259 Downhole magnetic dipole antenna 269. 6247542 Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications 270. 6223526 Dual compartment fuel storage tank 271. 6140816 Method of determining the permeability of sedimentary strata 272. 6088581 Method and apparatus for reducing amplitude modulated interference in a receiver 273. 6034059 Treatment of catabolic states using authentic IGF-1 and hypocaloric amount of nutrients 274. 6032101 Methods for evaluating formations using NMR and other logs 275. 6026560 High pressure magnet assembly 276. 5918167 Quadrature downconverter local oscillator leakage canceller 277. 5764058 Signal processing method for determining the number of exponential decay parameters in multiexponentially decaying signals and its application to nuclear magnetic resonance well logging 278. 5652214 Treating disorders by application of insulin-like growth factors and analogs 279. 7054749 Method for determining reservoir fluid volumes, fluid contacts, compartmentalization, and permeability in geological subsurface models 280. 6978211 Methods and systems for using wavelet analysis in subterranean applications 281. 6968274 Use of cutting velocities for real time pore pressure and fracture gradient prediction 282. 6960913 Multi-measurement NMR analysis based on maximum entropy 283. 6957147 Data management for seismic acquisition using variable compression ratio as a function of background noise 284. 6584407 Formation resistivity measurement method that eliminates effects of lateral tool motion 285. 6459992 Method and apparatus for determining logging tool displacements 286. 5789379 Glucagon-like peptide-2 analogs 287. 6947852 Monitoring and correcting for non-translational motion in a resonance measurement apparatus 288. 6895046 System and method of providing a spread spectrum pulse width modulator clock 289. 6850462 Memory cement bond logging apparatus and method 290. 6804384 Color magnetic resonance imaging 291. 6603991 Method and apparatus for dual mode medical imaging system 292. 6429168 Catalyst for the decomposition of nitrous oxide 293. 6379640 Process for the decomposition of nitrous oxide 294. 6175726 Receiver architecture for the receiving of angle-modulated/angle-keyed carrier signals 295. 5604929 System for correcting quadrature gain and phase errors in a direct conversion single sideband receiver independent of the character of the modulated signal 296. 6919472 Catalyst compositions for the selective conversion of alkanes to unsaturated carboxylic acids, methods of making and methods of using thereof 297. 6912381 Processing received signals 298. 6863189 Quick opening closure for small liquid containers 299. 6825657 Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface earth formations 300. 6192225 Direct conversion receiver 301. 5742583 Antenna diversity techniques

BorisE: Китайцы в статье SPWLA-2007 про вулканогоенные породы ссылаются на четырехпараметрическую аппроксимацию Pc от Т2 некого Волокитина в SCA-99 Причем статья у меня это лежит, но я на нее спокойненько так внимания не обращал!

bne: Applications of NMR Mud Logging technology in China SPWLA 2007 http://kmstechnologies.com/KMS_Entry/KMS_Tech_Overview_New/Technology_Library/2007_444294X.pdf

bne: Ядерный магнитный резонанс в конденсированных средах А.Г. Лундин а, В.Е. Зорин http://www.ufn.ru/ufn07/ufn07_10/Russian/r0710c.pdf

bne: Из материалов Бразильского симпозиума 2007 http://petrophysics.fastbb.ru/?1-5-0-00000087-000-0-0 Презентация по смыслу для данного топика APPLICATIONS OF 2D-NMR MAPS AND GEOMETRIC PORE SCALE MODELING FOR PETROPHYSICAL EVALUATION OF A GAS WELL Pedro Romero and Gustavo Magenta Baker Hughes, division Baker Atlas, Geoscience Argentina Mikhail Gladkikh Baker Hughes, division INTEQ, Houston, TX, USA. Guillermo Azpiroz Repsol-YPF UELH Distal Areas, Argentina По ссылке: http://www.coi2007.com/talks/PedroRomero.pdf

bne: Проверил связь ЯМР с данными по проницаемости карбонатов по керну Ребята из Doll-Research и ртутнубю порометрию намеряли и поэлементный анализ провели и полно всего Самое смешное, что и СЕС, глинистость и ЯМР (как при 25psi, так и при 100psi) дают примерно сходное улучшение точности взаимосвязи пористости и проницаемости по этой выборке http://petrophysics.fastbb.ru/?1-2-0-00000012-007.001 О чем искренне жалею - нет реальной возможности обсудить с конкретными людьми конкретные результаты Фирмы фирмами, а люди людьми Терпеть не могу СССР, но там с этим было много проще

bne: Забавно, что Google дает мощный тренд спада интереса к NMR по годам Это по методике описанной в топике по ссылке http://petrophysics.fastbb.ru/?1-6-0-00000008-000 Что получаем на сегодня - по ссылке http://www.google.com/trends?q=porosity%2C+resistivity%2C+NMR%2C+permeability%2C+saturation&ctab=0&geo=all&date=all Сейчас наиболее активна Южная Корея и город Момбай (Индия) - похоже недалеко от изучаемого объекта

bne: Кстати, по тренду падение интереса более чем вдвое и резкие провалы под рождество А по клаасике спад менее заметен http://www.google.com/trends?q=porosity%2C+permeability%2C+saturation&ctab=0&geo=all&date=all По пористости он ВООБЩЕ не виден Да и по проницаемости - слаб

Isajcheva: P.B.Basan (1997) - стационарный ЯМК и данные ртутной порометрии (30 psi ... 500 psi) пересекаются в определенном диапазоне релаксивности обломочных пород. Стационарный ЯМК, как я понимаю, стандартизован при 100 psi (0,7 МПА).

bne: Новый журнал у немцев (примерно 20% публикаций по NMR) http://petrophysics.fastbb.ru/?1-5-0-00000091-000

bne: Предполагаемые доклады по NMR в Edinburg http://petrophysics.fastbb.ru/?1-4-0-00000095-001.001

bne: Отчет (не самый свежий) Diffusive MASS NMR Studies of Transport in Porous Materials Yun Liu, Gabriela Leu, and David G. Cory, Department of Nuclear Engineering, Massachusetts Institute of Technology and Pabitra Sen Schlumberger-Doll Research Laboratory http://www-eaps.mit.edu/erl/research/report1/pdf/leu.pdf

bne: Rapid simulation of the time-dependent diffusion coefficient in complex materials Michael D Prange, Vladimir Druskin, David Linton Johnson and Lawrence M Schwartz 2011 J. Phys. A: Math. Theor. 44 395203 doi:10.1088/1751-8113/44/39/395203 View extract A finite-difference approach is presented for the analysis of the time-dependent diffusion coefficient for general heterogeneous materials that are either cavity-enclosed or periodic. In the bulk material, diffusivity and volume relaxivity are accounted for. The interaction of the diffusive medium with non-diffusive inclusions is modeled via a surface relaxivity. The time dependence is modeled using matrix exponentials that are shown to be efficiently evaluated using a Krylov-subspace approach. For a 3D model grid composed of M voxels of diffusive material (voxels containing non-diffusive material are not stored in the kernel matrix), the memory requirement is 15 M and the computational time complexity for two large-scale example models is shown to be of order M 1.39 and M 1.10. Error estimate formulas are presented that can be used to guide the choice of domain grid resolution. Richardson extrapolation is shown to be effective in lo... http://iopscience.iop.org/search?f=author&time=all&issn=&searchType=fullText&fieldedquery=Lawrence+M+Schwartz&openExtract=1751-8121%2F44%2F39%2F395203

bne: Астрология и ЯМР Автор(ы): Станко В. И., Марков Г. П. Описание: В брошюре рассмотрено влияние электромагнитного излучения планет на процессы в биосфере, в основе которого лежат механизмы магнитных резонансов химических элементов. Обсуждаются возможности резонансного подхода к объяснению космического влияния на разных уровнях организации вещества: от ядерного до психического. Размер: 594038 байт Язык: РУС Формат: DJVU Ссылка 1: http://download.nehudlit.ru/nehudlit/self0666/stanko.rar

bne: Simulation of NMR relaxation time distribution for a fractal cluster of poreswith surface relaxation, dephasingand diffusion http://www.earth-prints.org/bitstream/2122/2706/1/Pape.pdf

bne: An application of nuclear magnetic resonance imaging to study migration rates of oil-related residues in estuarine sediments Biodegradation Springer Netherlands ISSN 0923-9820 (Print) 1572-9729 (Online) Volume 9, Number 6 / Ноябрь 1998 г. DOI 10.1023/A:1008325711374 pp. 443-449 An application of nuclear magnetic resonance imaging to study migration rates of oil-related residues in estuarine sediments J.A. Chudek1 and A.D. Reeves2 (1) Department of Chemistry, UK (2) Department of Geography, University of Dundee, Dundee, DD1 4HN Scotland, UK Abstract Organisations such as the Marine Control Pollution Unit of the Department of Transport are at present testing the suitability of burial and landfarming of oily residues in sandy coastal environments as an alternative to landfill sites. The tendency for oil related compounds to sorb to sediments has been extensively investigated, but this has not permitted the ''observation'' or measurement of advection/diffusion processes or the breakdown of these compounds within sediments. MRI, which is a multidimensional technique allowing the position of nuclei (most commonly protons) to be charted within a volume, provides a means of monitoring advection and diffusion of oil within sediments, thus offering a method of assessing the harming potential of oils in near-shore environments. A three dimensional MRI analysis of the movement of oil in an organic substrate and in three related estuarine sediments show that, using appropriate parameters, movement of the oil can be both observed and quantified. The results presented in terms of the % change of oil distribution within each sediment sample, show the great potential of MRI in studying protonated contaminants in these materials. anthropogenic contamination - magnetic susceptibility artefacts - marine sediment - MRI - oil -------------------------------------------------------------------------------- References Amin MHG, Hall LD, Chorely RJ, Carpenter TA, Richards KS & Bache BW (1994) Magnetic resonance imaging of soil-water phenomena. Mag. Res. Imag. 12(2): 319–321 Amin MHG, Richards KS, Chorely RJ, Gibbs SG, Carpenter TA & Hall LD (1996) Studies of soil-water transport by MRI. Mag. Res. Imag. 14(7–8): 879–882 Borgia GC (1994) The many facets of current work in nuclear magnetic resonance for fluids in heterogeneous systems. Mag. Res. Imag. 12(2): 163–165 Callaghan PT (1991) Principles of Nuclear Magnetic Resonance Microscopy. Clarendon Press, Oxford Davies S, Harwick A, Roberts D, Spowage K & Packer KJ (1994). Quantification of oil and water in preserved reservoir rock by NMR spectroscopy and imaging. Mag. Res. Imag. 12: 394–353 Fordham EJ, Gibbs SJ & Hall LD (1994). Partially restricted diffusion in a permeable Harrison T. (1995). Disposal of oil contaminated beach materials in sandy coastal environments, NERC News 33: 31 Means JC, Wood SG, Hasset JJ & Banwart WL (1980) Sorption of PAHs by sediments and soils. Environ. Sci. Technol. 16: 93–98 McDonald PJ, Pritchard T & Roberts SP (1996) Diffusion of water at low saturation into sandstone rock plugs measured by broad-line magnetic-resonance profiling. J. Colloid Interface Sci. 177(2): 439–445 McDonald PJ (1996) The application of broad-line MRI to the study of porous media. Mag. Res. Imag. 14(7–8): 807–810 Mudge, SM & Bebianno, MJ (1997) Sewage contamination following an accidental spillage in the Ria Formossa, Portugal. Mar. Poll. Bull. 34: 61–84 Williams JLA & Taylor DG (1994) Measurements of viscosity and permeability of 2-phase miscible fluid-flow in rock cores. Mag. Res. Imag. 12(2): 317–318

Andrew: Ассоциация с одним интересным моющим средством, которым можно мыть голову, потом пол, затем, унитаз и напоследок полить цветы! Такое средство реально существует, от фирмы Amway. P.S. Простите за рекламу, я не приверженник этой фирмы, просто вспомнилось.

bne: армейского фельдшера, который все лечил пирамидоном: "Делим таблетку пополам Половина - от головы, вторая - от живота" Безусловно, что в методах записывающих векторы измерений (что в акустическом, что в ЯМК) куча закодированной информации о породах Но расшифровывать ее не умеют и дают нам из нее огрызок, заведомо ограниченный в меру возможностей авторов методик

Nizhlogger: Это если не понимать физику процесса то кажется что в векторах данных акустики и ЯМК куча информации. А если понимать то становится ясно что в основном там мусор. Который чтобы разобрать и разложить по полкам надо ещё кучу методов и инфы привлечь чтобы понять.

bne_Home1: Да, но сложную и непонятную интуитивно вещь продать сложнее Вдобавок если нечто уже успели девальвировать примитивными объяснениями, то это мешает давать полноценные А начинать со сложного трудно - деньги под это добыть проблематично

bne: Влияние температуры и структуры глин на NMR Похоже серьезная статья на эту тему (Hirosaki не первый год этим занимается и на университетских грантах) - информация по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000058-014

bne: The Potentials of Pulsed Field Gradient NMR for Investigation of Porous Media Adsorption Springer Netherlands ISSN 0929-5607 (Print) 1572-8757 (Online) Volume 5, Number 2 / Март 1999 г. DOI 10.1023/A:1008949607093 pp. 117-133 The Potentials of Pulsed Field Gradient NMR for Investigation of Porous Media Frank Stallmach1 and Jörg Kärger1 (1) Fakultät für Physik und Geowissenschaften, Universität Leipzig, Linnéstraße 5, 04103 Leipzig, Germany Abstract PFG NMR self-diffusion studies provide information on the translational mobility of fluid molecules. Since in porous media the diffusion path of fluid molecules in the pore space is affected by interaction with the pore wall, PFG NMR measurements are sensitive to structural peculiarities of the confining porous medium. The pore space properties which can be investigated depend on length scales set by the PFG NMR experiment in respect to the typical size of the structural feature studied. Based upon these length scales, an interpretation pattern for PFG NMR self-diffusion studies in porous media is given. PFG NMR self-diffusion studies in macro- and microporous systems such as sedimentary rocks and zeolite crystallites, respectively, are reviewed. nuclear magnetic resonance - self-diffusion - pore structure - zeolite - sedimentary rock -------------------------------------------------------------------------------- References Bär, N.-K., S. Ernst, J. Kärger, H.B. Schwarz, and J. Weitkamp, Influence of Intracrystalline Confinement on Pulsed Field Gradient NMR Diffusion Studies with Zeolite Crystallites of Finite Size, Microporous Mater., 6, 355–361 (1996). Bär, N.-K., J. Kärger, H. Pfeifer, H. Schäfer, and W. Schmitz, Diffusion Anisotropy in Natural Chabasite, Micropor. Mesopor. Mat., 22, 289–295 (1998). Bear, J., Dynamics of Fluids in Porous Media, American Elsevier Publishing Company, New York, 1972. Brandani, S., D.M. Ruthven, and J. Kärger, Concentration Dependence of Self-Diffusivity of Methanol in NaX Zeolite Crystals, Zeolites, 15, 494–495 (1995). Brownstein, K.R. and C.E. Tarr, Importance of Classical Diffusion in NMR Studies of Water in Biological Cells, Phys. Rev. A, 19, 2446–2453 (1979). Callaghan, P.T., Principles of Nuclear Magnetic Resonance Microscopy, Clarendon Press, Oxford, 1991. Callaghan, P.T., D. MacGowan, K.J. Packer, and F.O. Zelaya, Influence of Field Gradient Strength in NMR Studies of Diffusion in Porous Media, Magn. Reson. Imaging, 9, 663–671 (1991). Callaghan, P.T., Pulsed-Gradient Spin-Echo NMR for Planar, Cylindric, and Spherical Pores Under Conditions of Wall Relaxation, J. Magn. Reson. A, 113, 53–59 (1995). Caro, J., M. Bülow, W. Schirmer, J. Kärger, W. Heink, H. Pfeifer, and S.P. Zhdanov, Microdynamics of Methane, Ethane and Propane in ZSM-5 Type Zeolites, J.C.S. Faraday I, 81, 2541–2550 (1985). Caro, J., M. Noack, J. Richter-Mendau, F. Marlow, D. Petersohn, M. Griepentrog, and J. Kornatowski, Selective Sorption Uptake Kinetics of n-hexane on ZSM-5—A New Method for Measuring Anisotropic Diffusivities, J. Phys. Chem., 97, 13685–13690 (1993). Cavalcante, C.L., S. Brandani, and D.M. Ruthven, Evaluation of the Main Diffusion Path in Zeolites from ZLC Desorption Curves, Zeolites, 18, 282–285 (1997). Chen, N.Y., T.F. Degnan, and C.M. Smith, Molecular Transport and Reaction in Zeolites, VCH, New York, 1994. Fordham, E.J., S.J. Gibbs, and L.D. Hall, Partially Restricted Diffusion in a Permeable Sandstone: Observations by Stimulated Echo PFG NMR, Magn. Reson. Imaging, 12, 279–284 (1994). Förste, Ch., A. Germanus, J. Kärger, G. Möbius, M. Bülow, S.P. Zhdanov, and N.N. Feoktistova, Einsatz von deuterierten Molekülen zur Bestimmung von Selbstdiffusions koeffizienten bei der Zweikomponentenadsorption in Zeolithen unter Anwendung der NMR-Meßtechnik, Isotopenpraxis, 25, 48–52 (1989). Gallegos, D.P. and D.M. Smith, A NMR Technique for the Analysis of Pore Structure: Determination of Continuous Pore Size Distributions, J. Colloid Interface Sci., 122, 143–153 (1988). Germanus, A., J. Kärger, H. Pfeifer, N.N. Samulevich, and S.P. Zhdanov, Intracrystalline Self-Diffusion of Benzene, Toluene and Xylene Isomeres in Zeolites NaX, Zeolites, 5, 91–95 (1985). Heink, W., J. Kärger, S. Ernst, and J. Weitkamp, PFG NMR Study of the Influence of the Exchangeable Cations on the Self-Diffusion of Hydrocarbons in Zeolites, Zeolites, 14, 320–325 (1994). Hong, U., J. Kärger, R. Kramer, H. Pfeifer, G. Seiffert, U. Müller, K.K. Unger, H.B. Lück, and T. Ito, PFG NMR Study of Diffusion Anisotropy in Oriented ZSM-5 Type Zeolite Crystallites, Zeolites, 11, 816–821 (1991a). Hong, U., J. Kärger, H. Pfeifer, U. Müller, and K.K. Unger, Observing Diffusion Anisotropy in Zeolites by Pulsed Field Gradient NMR, Z. Phys. Chem., 173, 225–234 (1991b). Hong, U., J. Kärger, and H. Pfeifer, Selective Two-Component Self-Diffusion Measurement of Adsorbed Molecules by Pulsed Field Gradient Fourier Transform NMR, J. Am. Chem. Soc., 113, 4812–4915 (1991c). Hong, U., J. Kärger, B. Hunger, N.N. Feoktistova, and S.P. Zhdanov, In situ Measurement of Molecular Diffusion During Catalytic Reaction by Pulsed Field Gradient Spectroscopy, J. Catal., 137, 243–251 (1992). Hürlimann, M.D., L.L. Latour, and C.H. Sotak, Diffusion Measurement in Sandstone Core: NMR Determination of Surface-to-Volume Ratio and Surface Relaxivity, Magn. Reson. Imaging, 12, 325–327 (1994). Jobic, H., J. Kärger, and M. Bee, Simultaneous Measurement of Self and Transport Diffusion in Zeolites, Phys. Rev. Letts. 1999, in press. Kärger, J. and P. Volkmer, Comparison of Predicted and Nuclear Magnetic Resonance Zeolitic Diffusion Coefficients, J.C.S. Faraday I, 76, 1562–1568 (1980). Kärger, J., H. Pfeifer, M. Rauscher, and A. Walter, Self-Diffusion of n-paraffins in NaX Zeolite, J.C.S. Faraday I, 76, 717–737 (1980). Kärger, J. and W. Heink, The Propagator Representation of Molecular Transport in Microporous Crystallites, J. Magn. Reson., 51, 1–7 (1983). Kärger, J., H. Pfeifer, and W. Heink, Principles and Application of Self-Diffusion Measurements by NMR, Adv. Magn. Reson., 12, 1–89 (1988). Kärger, J., H. Pfeifer, F. Stallmach, and H. Spindler, 129Xe NMR Self-Diffusion Measurements—A Novel Method to Probe Diffusional Barriers on the External Surface of Zeolite Crystallites, Zeolites, 10, 288–292 (1990). Kärger, J., Random Walk Through Two-Channel Networks: A Simple Means to Correlate the Coefficients of Anisotropic Diffusion in ZSM-5 Type Zeolites, J. Phys. Chem., 95, 5558–5560 (1991). Kärger, J. and M.D. Ruthven, Diffusion in Zeolites and Other Microporous Solids, Wiley-Interscience, New York, 1992. Kärger, J. and H. Pfeifer, On the Interdependence of the Principal Values of the Diffusion Tensor in Zeolites with Channel Networks, Zeolites, 12, 872–873 (1992). Kärger, J., G. Seiffert, and F. Stallmach, Space-and Time-Dependent PFG NMR Self-Diffusion Measurements in Zeolites J. Magn. Reson. A, 102, 327–331 (1993). Kärger, J., N.-K. Bär, W. Heink, H. Pfeifer, and G. Seiffert, On the Use of Pulsed Field Gradients in a High-Field NMR Spectrometer to Study Restricted Diffusion in Zeolites, Z. Naturforschung., 50a, 186–190 (1995). Kärger, J. and D.M. Ruthven, Self-Diffusion and Diffusive Transport in Zeolite Crystals, Progress in Zeolite and Microporous Materials, H. Chon, S.-K. Ihm, and Y.S. Uh (Eds.), Stud. Surf. Sci. Catal., vol. 105, pp. 1843–1851 Elsevier Sci. B.V., 1997. Kenyon, W.E., Nuclear Magnetic Resonance as a Petrophysical Measurement, Nuclear Geophysics, 6, 153–171 (1992). Kimmich, R., NMR Tomography, Diffusimetry and Relaxometry, Springer, Berlin, 1997. Kleinberg, R.L., S.A. Farooqui, and M.A. Horsfield, T 1/T 2 Ratio and Frequency Dependence of NMR Relaxation in Porous Sedimentary Rocks, J. Colloid Interface Sci., 158, 195–198 (1993). Latour, L.L., P.P. Mitra, R.L. Kleinberg, and C.H. Sotak, Time-Dependent Diffusion Coefficients of Fluids in Porous Media as Probe of Surface-to-Volume Ratio, J. Magn. Reson. A, 101, 342–346 (1993). Latour, L.L., R.L. Kleinberg, P.P. Mitra, and C.H. Sotak, Pore-Size Distribution and Tortuosity in Heterogeneous Porous Media, J. Magn. Reson. A, 112, 83–91 (1995). Lorenz, P., M. Bülow, and J. Kärger, Self-Diffusion Behaviour of n-heptane/benzene Mixtures in the Intercrystalline Space of Packings of NaX Zeolite Crystals as Observed by the NMR Pulsed Field Gradient Technique, Colloids and Surf., 11, 353–364 (1984). Lucas, A.J., S.J. Gibbs, M. Peyron, G.K. Pierens, L.D. Hall, R.C. Stewart, and D.W. Phelps, Pore Geometry Information Via Pulsed Field Gradient NMR, Magn. Reson. Imaging, 12, 249–251 (1994). Lipsicas, M., J.R. Bananar, and J. Willemsen, Surface Relaxation and Pore Size in Rocks—A Nuclear Magnetic Resonance Analysis, Appl. Phys. Lett., 48, 1544–1546 (1986). Mitra, P.P. and P.N. Sen, Effects of Microgeometry and Surface Relaxation on NMR Pulsed-Field-Gradient Experiments: Simple Pore Geometries, Phys. Rev. B, 45, 143–156 (1992). Mitra, P.P., P.N. Sen, and L.M. Schwartz, Short-Time Behaviour of the Diffusion Coefficient as a Geometrical Probe of Porous Media, Phys. Rev. B, 47, 8565–8574 (1993). Mitra, P.P., L.L. Latour, R.L. Kleinberg, and C.H. Sotak, Pulsed-Field-Gradient NMR Measurements of Restricted Diffusion and the Return-to-the-Origin Probability, J. Magn. Reson. A, 114, 47–58 (1995). Nijhuis, T.A., L.J.P. van den Broeke, J.M. van de Graaf, F. Kapteijn, M. Makkee, and J.A. Moulijn, Bridging the Gap Between Macroscopic and NMR Diffusivities, Chem. Engin. Sci., 52, 3401–3404 (1997). Nivarthi, S.S. and A.V. McCormick, Diffusion of Co-adsorbed Molecules in Zeolites: A Pulsed Field Gradient NMR Study, J. Phys. Chem., 99, 4661–4666 (1995). Ruthven, D.M., M. Eic, and E. Richard, Diffusion of C8 Aromatic Hydrocarbons in Silicalite, Zeolites, 11, 647–653 (1991). Ruthven, D.M., M. Eic, and Z. Xu, Diffusion of Hydrocarbons in A and X Zeolites and Silicalite, Catalysis and Adsorption by Zeolites, G. Öhlmann, H. Pfeifer, and R. Fricke (Eds.), pp. 233–246, Elsevier, Amsterdam, 1991. Schemmert, U., J. Kärger, C. Krause, R.A. Rakoczy, and J. Weitkamp, Monitoring the Evolution of Intracrystalline Concentration, Europhys. Lett. 46, 204–210 (1999). Schwarz, H.B., S. Ernst, J. Kärger, B. Knorr, G. Seiffert, R.Q. Snurr, B. Staudte, and J. Weitkamp, In situ 13C Fourier Transform Pulsed Field Gradient NMR Study of Intracrystalline Diffusion During Isopropanol Conversion in X-type Zeolites, J. Catal., 167, 248–255 (1997). Sen, P.N. and M.D. Hürliman, Analysis of Nuclear Magnetic Resonance Spin Echoes Using Simple Structure Factors, J. Chem. Phys., 101, 5423–5430 (1994). Snurr, R.Q. and J. Kärger, Molecular Simulations and NMR Measurements of Binary Diffusion in Zeolites, J. Phys. Chem. B, 101, 6469–6473 (1997). Sørland, G.H., Short Time PFGSTE Diffusion Measurements, J. Magn. Reson., 126, 146–148 (1997). Straley, C., C.E. Morris, W.E. Kenyon, and J.J. Howard, NMR in Partially Saturated Rocks: Laboratory Insight on Free Fluid Index and Comparison to Borehole Logs, paper CC in Transaction of the SPWLA 32nd Logging Symposium, Society of Professional Well Log Analysts, 1991. Stallmach, F., M. Appel, H. Thomann, and J. Shafer, Irreducible Fluid Saturation Determined by Pulsed Field Gradient NMR, paper SCA 9620 in International SCA Symposium Proceedings: SPWLA, Society of Core Analysts, Chapter-at-Large, 1996. Stallmach, F. and H. Thomann, Producible Fluid Volumes in Porous Media Determined by Pulsed Field Gradient Nuclear Magnetic Resonance, U.S. Patent No. 5,565,775, 1996. Stejeskal, E.O. and J.E. Tanner, Spin Diffusion Measurements: Spin Echoes in the Presence of a Time-Dependent Field Gradient, J. Chem. Phys., 42, 288–292 (1965). Talu, O., M.S. Sun, and D.B. Shah, Diffusivities of n-Alkanes in Silicalite by Steady-State Single-Crystal Membrane Technique, AIChE J., 44, 681–694 (1998). Tezel, O.H., D.M. Ruthven, and D.L. Wernicke, Diffusional Transition in Zeolite NaX: 2. Polycrystalline Gravimetric Studies, Proceedings of the 6th Int. Zeolite Conference, D. Olsen and A. Bisio (Eds.), pp. 232–241, Butterworths, Guildford, 1984. Theodorou, D.N., R.Q. Snurr, and A.T. Bell, Molecular Dynamics and Diffusion in Microporous Materials, Comprehensive Supramolecular Chemistry, G. Alberti and T. Bein (Eds.), pp.507–548, Pergamon, Oxford, 1996. Wernicke, D.L. and E.J. Osterhuber, Diffusional Transition in Zeolite NaX: 1. Single Crystal Gas Permeation Study, Proceedings of the 6th Int. Zeolite Conference, D. Olsen and A. Bisio (Eds.), pp. 122–130, Butterworths, Guildford, 1984.

bne: http://www.citebase.org/abstract?identifier=oai%3AarXiv.org%3Acond-mat%2F0508412&action=citeshits&citeshits=cites

ShadowRaven: Выложил некоторые материалы по ЯМР В основном это перевод/кампилляция Плюс немного собственно анализа ГИС http://www.4shared.com/dir/14079216/8447e79c/NMR.html

bne: На конференции ПАНГЕИ мне Игорь Федорцов показывал плоды своих томографических изысков по карбонатам Очень четкие каверны Где бы найти сопоставление капилляриметрии по газу и по ртути для подобных объектов Есть у меня нехорошее подозрение на сей счет Прошу извинений что не успел выложить Вашу вторую книгу В сплошном цейтноте с момента приезда из Бомбея

bne: The influence factors of NMR logging porosity in complex fluid reservoir Science in China Series D: Earth Sciences Издатель Science in China Press, co-published with Springer-Verlag GmbH ISSN 1006-9313 (Print) 1862-2801 (Online) Volume 51, Supplement 2 / Октябрь 2008 г. DOI 10.1007/s11430-008-6002-0 pp 212-217 Subject Collection Наука о Земле и окружающей среде The influence factors of NMR logging porosity in complex fluid reservoir RanHong Xie1, LiZhi Xiao2 , ZhongDong Wang2 and Keh Jim Dunn1 (1) State Key Laboratory of Petroleum Resource and prospecting (at China University of Petroleum), Beijing, 102249, China (2) Well Logging Company of Liaohe Petroleum Administration, Panjin, 124011, China Received: 25 January 2008 Accepted: 24 April 2008 Abstract Porosity is a basic parameter for evaluating reservoir, and NMR logging is an effective method to obtain the porosity. However, we have often found that there exist significant differences between NMR porosities and formation core porosities in the complex reservoir. In this paper, we list the factors which affect the NMR porosity response in the complex reservoir, such as longitudinal relaxation time (T 1), transverse relaxation time (T 2), hydrogen index (HI) and borehole environment. We show how these factors affect the NMR porosity response and suggest methods to correct them. This should improve the accuracy of NMR logging porosity in complex reservoirs for the terrestrial formation. Keywords NMR logging - complex fluid reservoir - porosity - influencing factors Supported by the National Natural Science Foundation of China (Grant Nos. 90510004 and 40674075), the Applied Basic Project of China National Petroleum Corporation (Grant No.06A30202) -------------------------------------------------------------------------------- LiZhi Xiao Email: xiaolizhi@cup.edu.cn References 1. Wang X W, Xiao L Z, Xie R H, et al. Study of NMR porosity for terrestrial formation in China. Sci China Ser G-Phys Mech Astron, 2006, 49(3): 313–320 2. Wang Z D, Wang H, Li N G, et al. Analysis of core NMR data from laboratory measurements (in Chinese). Well Log Tech, 2001, 25(3):170–174 3. Xiao L Z. Some important issues for NMR logging applications in China (in Chinese). Well Log Tech, 2007, 31(5): 401–407 4. Xie R H, Xiao L Z, Dunn K J. NMR logging porosity activation and data processing method. Chin J Geophys, 2006, 49(5): 1567–1572 5. Guo Q Z. Analysis of influence factors for NMR logging porosity (in Chinese). Oil Gas Surf Eng, 2003, 22(3): 47 6. Shao W Z, Ding Y J, Wang Q H, et al. A quantitative evaluation method for heavy-oil reservoir with NMR log data (in Chinese). Well Log Tech, 2006, 30(1): 67–71 7. Xiao L Z. Magnetic Resonance Imaging Logging and Rock’s Magnetic Resonance and Its Application (in Chinese). Beijing: Science Press, 1998 8. Xiao L Z, Chai X Y, Sun B X, et al. NMR Logging Interpretation and China Case Studies (in Chinese). Beijing: Petroleum Industry Press, 2001 9. Coates G R, Xiao L Z, Prammer M G. NMR Logging Principles and Applications. Texas: Gulf Publishing Company, 1999 10. Wang Z D, Xiao L Z, Liu T Y. A new method for multi-exponential inversion of NMR relaxation measurements. Sci China Ser G-Phys Mech Astron, 2004, 47(3): 265–276 11. Dunn K J, Bergman D J, Latorraca G A. Nuclear Magnetic Resonance: Petrophysical and Logging Applications. Oxford: Pergamon, Elsevier, 2002 12. Xu T T, Wang X X, Zhang Y Y, et al. Clay Minerals of Oil and Gas Bason in China (in Chinese). Beijing: Petroleum Industry Press, 2003 13. Zhang G Q, Hirasaki G J, House W V. Effect of internal field gradients on NMR measurements. Petrophysics, 2001, 42(1): 37–47 14. Zhang G Q, Hirasaki G J, House W V. Internal field gradients in porous media. Petrophysics, 2003, 44(6): 422–434 15. Dunn K J. Enhanced transverse relaxation in porous media due to internal field gradients. J Mag Res, 2002, 156: 171–180 16. Sun B, Dunn K J. Probing the internal field gradients of porous media. Phys Rev E, 2002, 65, 051309: 1–7 17. Gao X Z. NMR porosity is related with lithology (in Chinese). Well Log Tech, 1998, 22(4): 295–298 18. Xie R H, Xiao L Z, Liu T D. NMR relaxation properties of crude oils (in Chinese). J Southwest Petrol Univ, 2007, 29(5): 21–24

bne: Signal Processing for Magnetic Resonance Imaging and Spectroscopy (Signal Processing and Communications Series, 15) Publisher: CRC | ISBN: 0824706536 | edition 2002 | 272 pages | This reference/text contains the latest signal processing techniques in magnetic resonance imaging (MRI) and magnetic resonance spectroscopy (MRS) for more efficient clinical diagnoses-providing ready-to-use algorithms for image segmentation and analysis, reconstruction and visualization, and removal of distortions and artifacts for increased detection of disease. Detailing cost-effective procedures for improved image and spectrum quality, Signal Processing for Magnetic Resonance Imaging and Spectroscopy discusses the evaluation of specific shapes and geometric features in MR images; modern strategies for MR data processing; the characterization and analysis of cerebral, muscular, and cardiac tissues; wavelet transform and projection on convex sets (POCS), methods for image reconstruction, restoration, and enhancement; and effective methods for the reduction of ghost artifacts.

bne: G.A. Webb, "Nuclear Magnetic Resonance" The Royal Society of Chemistry | 2002-04-30 | ISBN: 0854043373 | 550 pages As a spectroscopic method, nuclear magnetic resonance (NMR) has seen spectacular growth over the past two decades, both as a technique and in its applications. Today the applications of nuclear magnetic resonance span a wide range of scientific disciplines, from physics to biology to medicine. Each volume of "Nuclear Magnetic Resonance" comprises a combination of annual and biennial reports which together provide comprehensive coverage of the literature on this topic. This Specialist Periodical Report reflects the growing volume of published work involving nuclear magnetic resonance techniques and applications, in particular nuclear magnetic resonance of natural macromolecules which is covered in two reports: "NMR of Proteins and Nucleic Acids" and "NMR of Carbohydrates, Lipids and Membranes". http://www.petrophysics.borda.ru/?1-5-0-00000107-012-0-0

bne: Improved Interpretation of Nuclear Magnetic Resonance T1 and T2 Distributions for Permeability Prediction - Simulation of Diffusion Coupling for a Fractal Cluster of Pores Hansgeorg Papea,b* and Christoph Clausera Abstract — NMR relaxometry is a powerful tool for inferring porosity and permeability data. In practice, measured magnetization decay curves are inverted for relaxation time distributions. Then, one presumes a linear relationship between the pore radius distribution and the T1 and T2 distribution, for longitudinal and transverse magnetization, respectively. The fundamental equations used are based on a pore model, in which pores are assumed to be isolated from each other with respect to the NMR process and have smooth walls. The present study is based on a geometrical pore space model with connected pores and structured pore walls. The physical processes of surface relaxation, irreversible de-phasing of magnetic spins and diffusive proton exchange between pores, are described by a system of differential equations. The solution yields a set of exponential functions representing the relaxation time distribution. We describe the difference between the distributions obtained for diffusion coupling and for isolated pores. With diffusion coupling on, the spectral width of the T1 distribution is strongly reduced, which indicates that the influence of large and small radii according to the T1-pore radius relationship is mixed to some extent. For a fractal pore space structure, where large pores are surrounded by adjacent minor pores, the T1 distribution does not resolve these substructures. Nevertheless, permeability values calculated from the logarithmic mean relaxation time T1,LM are quite the same for diffusion coupling and for isolated pores. The T2 distribution for diffusion coupling is little constricted and gives a better resolution of the pore wall structures than the corresponding T1 distribution. The permeability values from T2 distributions agree with the values from longitudinal magnetization, provided that we use a corrected relaxation time T2,corr, accounting for the dependence of the surface relaxivity с2 on pore radius. The study shows that radius distributions calculated from a T1 and from a T2 distribution differ from one another and both present an altered image of the true pore radius distribution. In practice, this has no serious influence on estimating permeability of medium- to high-permeability sandstones with the currently applied methods. The presented methodology of calculating the NMR response of pore space models with diffusion coupling may help understanding porosity-permeability relationships of different rock types such as carbonate rocks with micro-porosity. http://www.geophysik.rwth-aachen.de/Downloads/pdf/Pape_Clauser_PAGEOPH_accepted.pdf

bne: Permeability prediction for low porosity rocks by mobile NMR H. Papea,d,*, J. Arnolda,c, R. Pechniga,c, C. Clausera, E. Talnishnikhb, S. Anferovab, B. BlЁ№michb Abstract Permeability prediction from NMR well logs or mobile NMR core-scanner data is attractive as the measurements can be performed directly in the formation and on fresh cores right after drilling, respectively. Besides, the method is fast and non-destructive. Compared to T1 relaxation times, commonly measured T2 distributions are influenced by external and internal magnetic field gradients. We performed two-dimensional T1 and T2 relaxation experiments on Rhaetian sandstone samples with low porosity and small pore radii using a mobile NMR core scanner which provides a nearly homogeneous static magnetic field. Because small pore sizes are associated with high internal magnetic field gradients standard methods from NMR logging in the oil industry can not be applied for an accurate permeability prediction. Therefore, a new model theory was developed which describes the pore radius dependence of the surface relaxivity ¦С 2 by both an analytical and a more practical empirical equation. Regarding corrected ¦С 2 values, permeability can be predicted accurately from the logarithmic mean of the T2 distribution from the physically based Kozeny-Carman equation. Additional core plug measurements of structural parameters such as porosity, permeability, specific inner surface area and pore radius distributions provide confidence in the NMR results. http://www.geophysik.rwth-aachen.de/Downloads/pdf/PapeEtAl_permeabilityPaAGEOPH_2009.pdf

Isajcheva: Прочитав все по ЯМК на русском, решала приступить к иностранным публикациям. Автоматический перевод весьма порадовал. См. далее. Предсказание проходимости от NMR хорошо регистрирует, или мобильные данные основного сканера NMR привлекательны, поскольку измерения могут быть выполнены непосредственно в формировании и на новых ядрах прямо после тренировки, соответственно. Кроме того, метод является быстрым и неразрушающим. По сравнению с временами расслабления T1 обычно взвешенные распределения T2 под влиянием внешних и внутренних градиентов магнитного поля. Мы выполнили двумерный T1 и эксперименты расслабления T2 на образцах песчаника Rhaetian с низкой пористостью и маленькими радиусами поры, используя мобильный основной сканер NMR, который обеспечивает почти гомогенное статическое магнитное поле. Поскольку маленькие размеры поры связаны с высокими внутренними методами стандарта градиентов магнитного поля от NMR, загружающийся нефтедобывающей промышленности не может быть применен для точного предсказания проходимости. Поэтому, новая образцовая теория была развита, который описывает зависимость радиуса поры поверхности relaxivity ¦ С 2 и аналитическим и более практическим эмпирическим уравнением. Относительно исправленного ¦ С 2 ценности, проходимость может быть предсказана точно от логарифмического сердитого из распределения T2 от физически базирующегося уравнения Kozeny-вагоновожатого. Дополнительные основные измерения штепселя структурных параметров, такие как пористость, проходимость, определенная внутренняя площадь поверхности и распределения радиуса поры обеспечивают уверенность в результатах NMR.

bne: Три статьи про ЯМК в КАРОТАЖНИКЕ (с комментариями) http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000124-002.002

bne: По новому объекту получил ЯМР в цифре Есть другие методы и керн и шанс обработать по человечески и сравнить с их обработкой Вроде заказчики хоть и солидные, но вполне вменяемые (не госфирма и это сразу чувствуется)

bne: NMR Application with Sphere-cylinder Model for Petrophysical Evaluation J. Yan* (Royal Holloway University of London) & T.Y. Liu (Tongji University) SUMMARY Conventional loggings provide the essential data with traditional methods for petrophysical evaluation in reservoir characterization. However, if complex pore structure, multiple fluid systems, serious mud invasion and various water salinities etc. existed in reservoirs, the conventional logging may fail to provide quality data which will be probably affect the results for formation evaluation. NMR (Nuclear Magnetic Resonance) log gives continuous, reproducible measurements with excellent vertical high resolution. It is a powerful tool for identifying tight inter-bed in complex formation evaluation when fluid invasion zones or/and complex fluid system exists in reservoirs. In order to achieve the solutions for such complex formation evaluation in the gas fields of Southwest China, we utilized both conventional logs and NMR tool to perform petrophysical evaluation, and then, the reservoir parameters and the pore structure may be analyzed based on petrophysics. The pore structure (also pore size distributions) in NMR analysis is key problems for reservoir evaluation; the approach of sphere-cylinder model in oil-water porous media can be regarded as the superposition relaxation for both spherical pore and cylindrical pore.

Isajcheva: Если ЯМК распознает все поровое пространство - как единое целое (и в этом его огромный +), то зачем обиднять метод и сводить все к геометрии пор (цилиндр, сфера) как в данной статье, попадались мне также и квадратно-гнездовые варианты. А если плясать от геометрии, то как же шероховатость пор, например. У проницаемости по Коатесу не скоро появится альтернатива (реальная). Все гениальное - просто ! Хотя моделей проницаемости по ЯМК напридумано по моим расчетам около 2-3 десятков.

ShadowRaven: "Альтернативные" Коатесу модели появились сразу после того как г-н. J свалил из Шлюма в Ньюмар. шлюмоидам оказалось впадлу ссылаться на бывшего коллегу. так придумали T2gm

Isajcheva: ShadowRaven пишет: шлюмоидам оказалось впадлу ссылаться на бывшего коллегу. так придумали T2gm Согласна на все 100. Модель геометрического среднего не работает в случаях, когда поры содержат даже небольшое количество углеводородов, поскольку T2gm зависит не только от размера пор. Поскольку модель среднего T2gm не позволяет вводить поправки за присутствие углеводородов, определения проницаемости ошибочны и весьма существенно в продуктивных отложениях (газ, нефть, газоконденсат). Сопоставляла проницаемость по разным моделям. А в трещиноватых коллекторах с этой моделью даже и делать не чего.

bne: На самом деле в LAS от Schlumberger лично я видел и расчет по модели Coates (может это и индивидуальный подвижнический подвиг - Вам виднее) ;-) Понятно, что вообще все средние коррелированы, но одни придают больший вес самым низким значениям, а другие самым высоким Но как-то оно не снимает проблемы И далековато от петрофизики Метод пишет кучу информации, но ее явно не полностью вытаскивают И это обидно

bne: Developing Synthetic Magnetic Resonance Logs (CMR logs) from Conventional Well Logs Z. Yarmohammad Tooski* (NIOC) SUMMARY NMR logs use nuclear magnetic resonance to estimate high resolution total porosity, free-fluid volume, bound-fluid volume and permeability. In this study twomethodologies to generate synthetic CMR logs are presented. In this approach ANN is used as the main tool. Neural network model is developed using CMR logs and conventional logs such as gamma ray, neutron, resistivity and etc. obtained from three wells of South Pars Field, Iran. Then the model is applied to generate synthetic MRI logs such as Free Fluid porosity (CMFF), Bound Fluid porosity (BFV) and permeability (KTIM) by using just the conventional logs in another well. The Synthetic logs are generated through two different methods of Backpropagationand Generalregression. The results presented that MRI log can be generated with a high degree of accuracy. And thebest performance was obtained for Generalregression architecture with approximately 93%- 98% accuracy. By using this method the synthetic MR logs can be predict for all the wells in the field and a much better reservoir characterization can be achieved at a much lower cost . Also Generalregression is a more powerful method to generate synthetic logs compared to Backpropagation especially in case of lack of the data.

Isajcheva: Наверное, правильно было бы использовать не пористость глин, пористость капиллярно-связанной воды и пористость эффективную, а бинарную пористость. Но какая должна быть математика, если на 1 квант глубины 12 мнемоник Т2 + ГК + ГГКп + АК + НК + ... еще N количество. В итоге кривых 25, не меньше. И связи непопарные, а все одновременно, иначе полная халтура. И какое количество классов пород получиться ? Кто-нибудь пробывал ? Коллеги, посоветует программу для кластерного анализа в данном случае.

ShadowRaven: ИМХО в такой ситуации основное, что даёт ЯМР это капиллярная вода. Общая пористость и глин-связанная вода берётся из стандартных методик. капп влага хорошо коррелируется с Vcl-PHIT при делении разреза по фациям (обстановкам осадконакопления).

Boris_Home: Все-таки и в этом случае IMHO стоит отличать капиллярную воду глин и блокированных капилляров В области переходной к неколлектору это существенно даже для образцов пород Во всякром случае так я увидел сравнением капилляриметрии и результатов тверского ЯМР

Isajcheva: В тех интервалах, где сохранился нетронутый вытеснением газ, значения общей пористости занижены по следующим причинам: низкая концентрация водорода в газе и недостаточная поляризация газа из-за длительного времени релаксации. В присутствии газа значение пористости по плотностному каротажу, который обычно получают, допуская, что флюидом является вода, завышены, так как из-за низкой плотности уменьшается измеренное значение общей плотности породы. Таким образом, газоносные интервалы, где сохранился незатронутым вытеснение газ можно выявить по расхождению этих кривых — что является признаком присутствия газа по ЯМР. Все больше убеждаюсь, что расчет синтетической кривой ЯМР в газоносных пластах не допустим даже при всей мощи кластерного анализа и учета бинарной пористости.

БНЕ_Бугульма: AAPG Annual Meeting March 10-13, 2002 Houston, Texas Edwin H Westergaard, Raymond L Eastwood, Austin Boyd. Greg Gubelin(1) BP Alaska, Anchorage, AK (2) Schlumberger-Doll research, Ridgefield, CT (3) Schlumberger, Oklahoma City, OK Using NMR Logs to Enhance Permeability Estimates in Siderite Rich Intervals at Aurora and Borealis, North Slope Alaska Satellite Fields Aurora and Borealis are North Slope Lower Cretaceous Kuparuk Formation satellite fields with combined estimated reserves over 130 MMBO. The Kuparuk C, the primary reservoir at Aurora/Borealis, contains significant siderite and glauconite. NMR logs are being used to help improve permeability estimates in constructing a 3D Geocelluar Model. This model will be the foundation for reservoir simulation. A key challenge to petrophysical interpretation and building a geologic model has been the effect of complex lithology on log-computed permeability. NMR log permeability and measured core permeability show close agreement except in sideritic zones. The presence of siderite causes a significant shift in the NMR T2 relaxation times and a subsequent decrease in NMR log permeability estimation. The shift to faster T2 relaxation time is primarily due to iron content in the siderite. NMR total porosity is unaffected by siderite. Adjustments can be made to NMR log processing parameters for improved permeability and capillary bound fluid estimation. Core comparisons demonstrate, in sideritic intervals, NMR logs can provide a more accurate total porosity than conventional neutron-density cross-plot porosity. Siderite content can then be determined from variation between NMR total porosity and density porosity in sideritic zones. Using this technique, adjustments can be made to NMR processing and interpretation parameters in sideritic zones to provide more accurate permeability estimation and capillary bound fluid determination. Lab NMR on selected siderite rich cores was performed to verify this technique. Comparisons between NMR T2 cut-off, surface relativity and internal field gradient vs. siderite content will be presented. http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/pdf/2002/annual/SHORT/ndx_41334.pdf

bne: МУХИДИНОВ Шухрат Валиджонович ТЕХНОЛОГИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЗРЕЗЕ БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА (на примере Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири) Защита во МГРИ Пригласили в оппоненты На фига козе баян ;-(

Isajcheva: На сайте МГРИ в разделе "Защита диссертаций" отсутствует данный соискатель и его автореферат. bne пишет: Пригласили в оппоненты На фига козе баян ;-( Если дадите ссылку на автореферат (диссертацию) я с удовольствием ознакомлюсь. ЯМР при отработке шлама? В названии темы это не отражено.

bne: Руководитель Лухминский Основной оппонент - Стрельченко Ведущее предприятие - АрктикГЕРС МУХИДИНОВ Шухрат Валиджонович ТЕХНОЛОГИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЗРЕЗЕ БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА (на примере Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири) Специальность 25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва – 2011 Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах 1. Мухидинов Ш. В., Ибрагимова С. В. Петрофизические исследования в процессе бурения скважин для обеспечения геологической интерпретации данных ГИС // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (186). С. 95 – 101. 2. Мухидинов Ш. В., Ибрагимова С. В. Петрофизическое обеспечение интерпретации данных ГИС на основе дифференциального подхода // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 8 (187). С. 49 – 55. 3. Мухидинов Ш.В., Каримов М.А., «Петрофизические исследования в процессе бурения нефтегазовых скважин» // Доклады научно-практического семинара «Петрофизическое обеспечение геофизических исследований бурящихся скважин». Республика Куба. Ноябрь 2010 г. 4. Мухидинов Ш.В. «Петрофизические исследования бурового шлама и образцов керна для комплексной интерпретации данных ГТИ-ГИС» // VII международная научно-практическая конференция молодых специалистов. Санкт-Петербург. Октябрь 2009 г. 5. Мухидинов Ш.В. «Петрофизическое обеспечение геологической интерпретации данных ГИС и ГТИ» /VIII международная конференция «Новые идеи в науках о Земле» (г.Москва,2008 г.); 6. Мухидинов Ш.В. «Применение метода ЯМР для определения глинистости горных пород и состава глинистого материала» // X международная конференция «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2011 г.); 7. Мухидинов Ш.В. «Технология оперативных исследований нефтегазоносных отложений бурящихся скважин на основе метода ЯМР» Всероссийской научно-практической конференции «Состояние и перспективы развития ядерно-магнитных методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и флюидов» (г.Тверь, 2011 г.). 8. Белорай Я.Л., Кононенко И.Я., Мухидинов Ш.В. «Технология оперативного контроля разработки нефтегазовых залежей» // Доклады Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений. Современное состояние и перспективы развития». Республика Татарстан, г. Бугульма. Июнь-июль 2010 г.

Isajcheva: bne пишет: Основной оппонент - Стрельченко Понятно .... Выбор оппонента не по профилю о многом говорит. Вот если бы В.Д. Неретин. А я уж размечталась о 4-ом десятке модели проницаемости по ЯМР. Но будем оптимистами, а вдруг не только компиляция книг Сынгаевского.

bne: Я предполагаю поработать с его данными А при том обилии школ и претензий на монополизм каждой с которыми мы имеем дело многое решается ненаучными критериями Статьи опубликовыны в доступных изданиях - никто не мешает читать и критиковать Правда обычно разборки идут по иным темам - пытаются давить авторитетом Помню я как Доломанский (так кажется) с кем-то из ГеоСистем (бывшего ВНИИЯГГ) спорил Энтузиазма глубина аргументации у меня не вызвала ;-) Примерно также Кузьмичев на последней ГЕОМОДЕЛИ пытался объяснять насколько работы Твери лучше чем Schlumberger Мне приятнее кроме напора еще и аргументы слушать

bne: http://msgpa.ru/science/protection/pdf/Muhidinov_SV.pdf

bne: Работа выполнена по конкретному объекту Диссертант немало поизмерял и посравнивал В частности анализирует 1) эффект размера частицы шлама для репрезентативности 2) эффект влияния магнитной восприимчивости В его случае почти идеальное совпадение с определением остаточной воды (даже для неколлекторов)

Isajcheva: С авторефератом ознакомилась. Хотелось бы и с текстом самой диссертации. Основание: 1. Личная заинтересованность. 2. Вступает в силу новый порядок защиты кандидатских и докторских диссертаций. Вводится механизм общественной экспертизы. Чтобы у всех заинтересованных была возможность ознакомиться с содержанием научных работ, они все будут опубликованы на сайте Минобрнауки: не только докторские диссертации, как сейчас, но и кандидатские будут выставляться на всеобщее обсуждение. 3. Г-н Еникеев Ваш сайт не менее популярен. Вот и обсудим, если диссертант не возражает ... .

bne: 1) Диссертация должна быть представлена в библиотеку и выдаваться по паспорту в читальный зал Разве это отменили? 2) Приходите на защиту ;-) 3) Пишите тут Цензуры у меня нет Удаляю только мат, порнографию и рекламные ссылки

bne: Отзыв официального оппонента на диссертационную работу МУХИДИНОВА Шухрата Валиджоновича ТЕХНОЛОГИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЗРЕЗЕ БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА (на примере Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири) 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых I. Соответствие работы намеченной специальности. Математическое моделирование геологических сред базируется на практическом использовании метода и аппаратуры ядерно-магнитного резонанса применительно к данным анализов шлама и керна и оценки его возможностей применительно к задачам оперативных исследований бурящихся скважин. Поэтому работа соответствуют выбранной специальности 25.00.10. II. Актуальность проблемы. Трудно не согласиться с автором в актуальности темы, невзирая на то, что со времени начала попыток применения метода ЯМР в геофизике прошли десятки лет. В этом плане приятно четкое и, видимо, излишне скромное очерчивание автором области применения полученных им результатов. C точки зрения оппонента актуальность темы диссертанта даже занижена. III. Научная новизна работы в сформулированном виде принципиальных возражений не вызывает, однако нуждается в уточнении. П.1. Автор корректен в своих выводах, но представляется, что новизна привязывается им к конкретным ситуациям не по понятийным, а по ситуативным принципам (к конкретным геолого-технологическим условиям); В этом плане привязывание разработанной им технологии выглядит неоправданно жестким и слишком осторожным. П.2 Представляется, что полученные автором ограничения на размер шламовых частиц задают границу снизу, поскольку зависят от уровня и типа мезонеоднородностей. Личный вклад. Автор диссертационной работы ряд лет занимался часто недооцениваемой работой по отладке технологии использования метода ЯМР на конкретном объекте и довел эту работу до получения важных результатов с одновременной оценкой области применимости этой технологии. 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, основные результаты автора нашли применение на практике. V. Краткое изложение существа работы и некоторые замечания. Поскольку инструкция ВАК разрешает оппоненту формально не переизлагать содержание работы, ниже приведены замечания к тексту в тех местах, где целесообразно его прокомментировать. Во второй главе диссертантом рассматриваются современное состояние теории и практики применения ЯМР. В этом разделе диссертации представлялось бы уместным упомянуть различие понятий содержания связанной воды в методе капилляриметрии и в методе ЯМР. В третьей главе диссертантом описываются особенности литологии и петрофизики изучаемого им объекта – Вангаяхинского месторождения Западной Сибири. Представлялось бы более наглядным представить данные о литологии в форме известных диаграмм и привести петрофизические взаимосвязи, рекомендованные в предшествующих работах по этому объекту. В четвертой главе диссертантом осуществляется выбор и разработка состава, структуры и элементов защищаемой им технологии оперативных ЯМР. В этом разделе приводится много полезной и интересной информации. Вместе с тем, дважды приведенные уравнения связи содержания остаточной воды с релаксационным отношением, содержащие точку излома, возможно, стоило бы привести в виде единого уравнения более сложного функционального вида. В пятой главе диссертант приводит практическую реализацию предлагаемой им технологии на примере Вангаяхинского месторождения Западной Сибири. Автор диссертации показывает отличие получаемых им результатов от рекомендуемых при обработке данных каротажа. Отличие в оценках связанной воды существенно и приводит к переводу класса коллектор по ГИС в класс неколлектор. Этот результат диссертанта подтвержден данными испытаний. Однако без описания комплекса методов каротажа и используемой методики интерпретации неясно, удалось ли бы достигнуть того же результата без применения диссертантом рекомендуемой методики. Приводимые в этой главе рекомендации автора по пополнению априорной информации для настройки петрофизических взаимосвязей данными по шламу представляются важными, хотя конкретный способ реализации такого подхода нуждается, на взгляд оппонента, в более детальном статистическом обосновании. Замечания общего плана 1. Тема диссертации сформулирована очень конкретно и привязана к геологии. Содержание представляется значительно более широким. Не исключено, что это связано с принадлежностью к определенной научной школе и непривычной КОМУ щепетильностью. 2. Диссертант тщательно относится к области применимости его рекомендаций и приводит ограничения по размерам материала и его магнитной восприимчивости. Вместе с тем, было бы интересно включить в диссертацию и оценки влияния минералогического состава, в частности, того, насколько ЧТО в конкретных изученных геологических условиях может повлиять на проницаемость, изменение типа глин или процентного содержания тех или иных породообразующих минералов. 3. Отдельно стоит остановиться на списке литературы. В нем приведено сто публикаций, причем диссертант, приведя ссылки на свои статьи в автореферате, почему-то не привел их в тексте диссертации. Кроме часто встречаемых у многих диссертантов ситуативных ссылок в этом списке упоминаются важнейшие работы по тематике, начиная с самых ранних отечественных и западных публикаций, что хотелось бы только приветствовать. В целом диссертационная работа автора производит благоприятное впечатление. Автор разобрался во многих непростых и актуальных вопросах, предложил тщательно продуманную технологию работ и подтвердил возможность ее реализации на практике. Приведенные замечания и пожелания свидетельствуют о важности и 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 технических наук, а ее автор, МУХИДИНОВ Шухрат Валиджонович заслуживает присвоения этой степени. Официальный оппонент, ========================== Народу было много На автореферат пришло 6-ть отзывов В том числе 3 из Твери и 2 из ГеоИнформСистем В числе авторов отзывов был, в частности Малинин Все отзывы положительные В ответе Шухрат показал кривые ЯМР по глинам разных типов (по РСА) Стрельченко на защиту не пришел В его отзыве были на мой взгляд и странные слова (на тему что Кво не стоит относить к ФЕС) Может в этом что-то и есть, но само понятие ФЕС и без того весьма сомнительное И на фазовую фильтрацию влияет и минеральный состав и стереология Сразу в момент начала голосования сбежал - поэтому счет не знаю Не удивит если пройдет чисто

explorer: *PRIVAT*

bne: Хотя в карбонатах я с NMR работал мало Тем не менее роль и вторичной пористости и роста неоднородности понятна

bne: An Extended Model for Predicting Hydraulic Conductivity from NMR Measurements Authors: R. Dlugosch, M. Mьller-Petke, T. Gьnther, U. Yaramanci Event name: Near Surface 2011 - the 17th European Meeting of Environmental and Engineering Geophysics Session: Geophysical Investigation of Groundwater Resource Publication date: 12 September 2011 Language: English Info: Extended abstract, Organisations: EAGE Summary The prediction of hydraulic conductivity (K) from NMR measurements (Phi, T2) can be applied successfully on sandstones. For hydrological applications in the near surface unconsolidated material is more common. This material generally shows less variability in porosities but a larger range of pore sizes compared to sandstones. The known (semi-)empiric K-T2 relations have often be extended to this field of application but their validity needs to be verified. In this work we present a simple model based on tube pores, which is valid for the whole range of laminar flow from silt to gravel. By considering the slow diffusion regime we are able to estimate a maximum K from a measured T2 time. The model replaces the empiric factors in known K-T2 relations with (petro-)physical parameters. This enables to separate effects caused by variations of the surface relaxivity, a material characteristic that links T2 to the inner surface of the material, from variations of other parameters. This may help to reduce the range of the predicted K-values from NMR measurement on similar materials and enable to incorporate results from ofter methods. ...

bne: ШЕЛЯГО ЕВГЕНИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ИССЛЕДОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В ОБЪЁМЕ И ГРАНИЧНЫХ СЛОЯХ НА МИНЕРАЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Работа выполнена на кафедре «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, доцент Язынина Ирэна Викторовна Официальные оппоненты: доктор технических наук Иктисанов Валерий Асхатович кандидат технических наук Губанов Владимир Борисович Ведущая организация: ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» Защита состоится «11»октября 2011 г. в 15:00 часов в ауд. 731 на заседании диссертационного Совета Д.208.200.08 по защите диссертаций на соискание учёной степени кандидата технических наук при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский пр-т, 65. Автореферат размещён на Интернет-сайте Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина www.gubkin.ru «_06__» __сентября__________2011 г. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Автореферат разослан «___» __________ 2011 г. Учёный секретарь диссертационного Совета, д.т.н., проф. Сомов Б.Е. http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=3&ved=0CEwQFjAC&url=http%3A%2F%2Fwww.gubkin.ru%2Fwps%2Fwcm%2Fconnect%2F76dc4600483b3df9a768e775ffb5af5d%2F%25D0%2590%25D0%2592%25D0%25A2%25D0%259E%25D0%25A0%25D0%2595%25D0%25A4%25D0%2595%25D0%25A0%25D0%2590%25D0%25A2.zip%3FMOD%3DAJPERES%26CONVERT_TO%3Durl%26CACHEID%3D76dc4600483b3df9a768e775ffb5af5d&ei=wpTIT96FGIXe4QTK5bUZ&usg=AFQjCNEZNlIEbH-DKsR43P0oUkRVhjWRyA&sig2=3WuG5J3jONScpfbvYEArnw

bne: На правах рукописи УДК 550.832 ДЕНИСЕНКО Александр Сергеевич ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ И СКВАЖИННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ ЯДЕРНОГО МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА В СИЛЬНОМ ПОЛЕ Работа выполнена в лаборатории петрофизических исследований и обобщения ООО «Арктик-ГЕРС» и на кафедре геофизических информационных систем Российского Государственного Университета имени И.М. Губкина Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, главный геолог ООО «Арктик-ГЕРС», ТОПОРКОВ Владимир Георгиевич, Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина НЕРЕТИН Владислав Дмитриевич кандидат геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора ООО «ЦНИП ГИС», КОЛОТУЩЕНКО Леонид Данилович Ведущая организация: ООО «Нефтегазгеофизика», г. Тверь http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=2&ved=0CFMQFjAB&url=http%3A%2F%2Fwww.gubkin.ru%2Fwps%2Fwcm%2Fconnect%2F6dfd51004af3df6faa54ef75ffb5af5d%2FDenisenko_Avtoreferat.zip%3FMOD%3DAJPERES%26CONVERT_TO%3Durl%26CACHEID%3D6dfd51004af3df6faa54ef75ffb5af5d&ei=KpbIT7-FEJSO4gT96NgE&usg=AFQjCNHor-yjsZoUdzlIUwvX2lYltvstiA&sig2=q2SkxJ1qcMGpvGnBYAxrRw Специальность 25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Isajcheva: Файл по указанной ссылке не загружается.

БНЕ_Home: У меня загружается

bne_Op: Chineze Journal of Geophysics Много интересных материалов по NMR, смотреть приходится через GoogleDoc и Opera

bne: Добрый коллеги узнал несколько интересных моментов про тенденции на SPWLA-2012 Известный многим Aguilera c кго коллегами из Calgary ищет и якобы находит связь показателя "n" с параметром T2 В другой статье анализируется хитрый алгоритм подгонки результатов NMR под капиллярные кривые

bne: Applied Magnetic Resonance 2012, DOI: 10.1007/s00723-012-0384-zOnline First™ Estimation of Permeability by Integrating Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Logs with Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) Data in Tight Gas Sands Zhi-qiang Mao, Liang Xiao, Zhao-nian Wang, Yan Jin, Xing-gang Liu and Bing Xie It has been a great challenge to determine permeability in tight gas sands due to the generally poor correlation between porosity and permeability. The Schlumberger Doll Research (SDR) and Timur–Coates permeability models, which have been derived for use with nuclear magnetic resonance (NMR) data, also lose their roles. In this study, based on the analysis of the mercury injection experiment data for 20 core plugs, which were drilled from tight gas sands in the Xujiahe Formation of central Sichuan basin, Southwest China, two empirical correlations between the pore structure index ( Ö{K \mathord/ \vphantom K j j} Missing dimension or its units for \kern, defined by the square root of the ratio of rock permeability and porosity) and the R 35 (the pore throat radius corresponding to 35.0 % of mercury injection saturation), the pore structure index and the Swanson parameter have been developed. To consecutively estimate permeability in field applications, based on the study of experimental NMR measurements for 36 core samples, two effective statistical models, which can be used to derive the Swanson parameter and R 35 from the NMR T 2 logarithmic mean value, have been established. These procedures carried out on the experimental data set can be extended to reservoir conditions to estimate consecutive formation permeability along the intervals with which NMR logs were acquired. The processing results of several field examples using the proposed technique show that the classification scale models are effective only in tight gas reservoirs, whereas the SDR and Timur–Coates models are inapplicable. The R 35-based model is of significance in thin sands with high porosity and high permeability, but the predicted permeability curves in tight gas sands are slightly lower. In tight gas and thin sands, the Swanson parameter model is all credible.

bne: The Impact of Pore Geometry Aspects on Porosity- Permeability Relationship - A Critical Review to Evaluate NMR Estimated Permeability Ahmed Salah, Petrobel Copyright 2012, Society of Petroleum Engineers Abstract The permeability prediction is of extreme importance in hydrocarbon reservoir management. The reservoir rocks are made up of grains, cement and pore network. The pore network is made up of larger spaces, referred to as pores, which are connected by small spaces referred to as throats. The pore spaces control the amount of porosity, while the pore throats control the movement of fluids and the quantity of rock permeability. The core analysis data for 219 sandstone and limestone sample s were available. The data include porosity, permeability and capillary pressure by mercury injection. These samples represent 21 stratigraphic units. The geologic age varied between Cretaceous and Pliocene. Sandstone reservoirs are repres ented by 179 samples, while 40 samples represent carbonate reservoirs. The data were collected from different geographic areas within Egypt. Pore-throat size distribution parameters were calculated from the data of capillary pressure. These data were used to approximate the distribution of pore volume accessible by throat of a given effective size. A new definition for micro-porosity was proposed based on pore throat size distribution. These data was used to descriminate the sample porosity into micro and macro porosity based on a pore throat cutoff, which was determined from the relationship betw een storage and flow capacity of the pore network. The relationship between permeability and aspects of pore geometry; micro-porosity, macro-porosity and pore throat parameters have been analyzed and discussed. The interpretation of the results indicates that the permeability is mainly a function of pore-throat size distribution while t he amount of the porosity or the porosity conf iguration is not the main factor that controls the amount of permeability. A new model for permeability prediction was devel poed which incorporate the pore space and pore throat. The obtained results have shown the great influence of pore throat on permeability prediction.

bne: Собственно об этом большая часть заметок данного топика И становится все более ясно, что зарвавшаяся публика начинает осознавать, что пора опомниться ;-)

viking23: но еле нашел куда вопрос задать. Автор всё очень клево разжёвывает, за что спасибо. (всего две ошибки, опечатки). но я не понял про R25. откуда она взялась. Ведь в статье она сначала упирает на микропористость, потом говорит что её надо учитывать в формулах и при интерпретации и что якобы для одних данных за счет небольшое микропористости они сдвинули границу значения(связанная вода и сводобная) и отсюда Wsi уменьшился, а проницаемость возросла, Потом они взял построил график ожидаемых значение от измеренных по формуле Тимура(?). какие-то слова про R25-85. и для графика Пористости проницаемости рассчитанному для формулы Кози-Кармана, уточняет зависимость вводом r25. R25 это что подмножество его керновых данных? немного не понятно разделение на эти R а так очень приятная статья, даже больше чем раздел Драгиницкой в вашей книги последней. Я даже думаю в свои уравнения надо как-то включать это pore throat. пока не понятно как вводить зависимость pore throat от давления.

Isajcheva: 25 и 85 - это времена релаксации Т2. Исходная информация - регистрируемая прибором релаксационная кривая - это зависимость сигнала ЯМР от времени измерения, отражает затухание намагниченности порового флюида в породе. С помощью математических процедур рассчитывается дифференциальный спектр, который описывает распределение сигнала по временам поперечной Т2, которые соответствуют различным скоростям намагниченности флюида в порах разного размера. Физический смысл - дифференциальное распределение пористости по времени Т2. Так как спектры, кроме размеров пор несут еще и другую информацию, необходима калибровка в виде зависимости Т2 -r. Стандартная процедура разбиения на бины, т.е. шкала Т2 разбивается на интервалы так, чтобы каждый последующий интевал был в два раза больше предыдущего (1-2, 2-4, 4-8, 8-16 мс и т.д.). Метод отсечек -определение петрофизических компонент пористости. Интегрирование во временных интевалах с петрофизически обоснованными границами. Например, для терригенного разреза, в общем случае, пористость глин от Тmin до Т2=3, пористость, занятая капиллярно-связанной водой T2=3...33, эффективная пористость от 33 до T2мах, общая пористость Т2min ...T2max. В данной статье, эффективная пористость при Т2=25...85. Должно еще учитываться давление вытеснения.

viking23: Понятно, то есть по сути они определили какое-то граничное время релаксации, и сказали что на этих временах зависимости Тимура хороша. Спасибо.

bne: Реально все плывет в районе точки блокировки микропорами более крупных пор Фактическит это близко к области когда эффективная пористость порядка 0.0-2% А вот учесть игры с неоднородностями размеров и топологии одновременно IMHO сложно (только в рамках конкретной и упрощенной модели)

БНЕ_Бугульма: Вот такую заметку встретил (как бы мне не говорили, что на сидерит наплевать) AAPG Annual Meeting March 10-13, 2002 Houston, Texas Edwin H Westergaard 1 , Raymond L Eastwood 1 , Austin Boyd 2 , Greg Gubelin 3 (1) BP Alaska, Anchorage, AK (2) Schlumberger-Doll research, Ridgefield, CT (3) Schlumberger, Oklahoma City, OK Using NMR Logs to Enhance Permeability Estimates in Siderite Rich Intervals at Aurora and Borealis, North Slope Alaska Satellite Fields Aurora and Borealis are North Slope Lower Cretaceous Kuparuk Formation satellite fields with combined estimated reserves over 130 MMBO. The Kuparuk C, the primary reservoir at Aurora/Borealis, contains significant siderite and glauconite. NMR logs are being used to help improve permeability estimates in constructing a 3D Geocelluar Model. This model will be the foundation for reservoir simulation. A key challenge to petrophysical interpretation and building a geologic model has been the effect of complex lithology on log-computed permeability. NMR log permeability and measured core permeability show close agreement except in sideritic zones. The presence of siderite causes a significant shift in the NMR T2 relaxation times and a subsequent decrease in NMR log permeability estimation. The shift to faster T2 relaxation time is primarily due to iron content in the siderite. NMR total porosity is unaffected by siderite. Adjustments can be made to NMR log processing parameters for improved permeability and capillary bound fluid estimation. Core comparisons demonstrate, in sideritic intervals, NMR logs can provide a more accurate total porosity than conventional neutron-density cross-plot porosity. Siderite content can then be determined from variation between NMR total porosity and density porosity in sideritic zones. Using this technique, adjustments can be made to NMR processing and interpretation parameters in sideritic zones to provide more accurate permeability estimation and capillary bound fluid determination. Lab NMR on selected siderite rich cores was performed to verify this technique. Comparisons between NMR T2 cut-off, surface relativity and internal field gradient vs. siderite content will be presented. http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/pdf/2002/annual/SHORT/ndx_41334.pdf

БНЕ_Бугульма: A laboratory study to determine the effect of iron oxides on proton NMR measurements A laboratory study of the effect of Fe(II)-bearing minerals on nuclear magnetic resonance (NMR) relaxation measurements Kristina Keating1 and Rosemary Knight2 + Author Affiliations 1Formerly Stanford University, Department of Geophysics, Stanford, California, U.S.A.; presently Rutgers University, Department of Earth and Environmental Sciences, Newark, New Jersey, U.S.A. E-mail: kmkeat@andromeda.rutgers.edu. 2Stanford University, Department of Geophysics, Stanford, California, U.S.A. E-mail: rknight@stanford.edu. Abstract A laboratory study was conducted to measure the effect of the mineralogic form and concentration of iron(II) [Fe(II)] minerals on nuclear magnetic resonance (NMR) relaxation rates of water-saturated sand mixtures. We measured mixtures of quartz sand and three common Fe(II)-bearing minerals in granular form: siderite , pyrite , and pyrrhotite (; ) at two concentrations of iron by weight. The NMR response of these samples was used to calculate four transverse relaxation rates for each Fe(II) mineral mixture: total mean log, bulk fluid, diffusion, and surface relaxation rates. The surface area of the samples was used to calculate the surface relaxivity of the sample and the magnetically active surface. For each iron mineral, the mean log and surface relaxation rates were greater for samples with higher Fe(II) concentration. For the siderite, pyrrhotite, and high-concentration pyrite mixtures, surface relaxation was the dominant relaxation mechanism. Bulk fluid relaxation contributed significantly to the total relaxation for the siderite and pyrite mixtures; for the low-concentration pyrite mixtures, bulk fluid relaxation was the dominant relaxation mechanism. For the pyrrhotite mixtures, the diffusion relaxation rate was nonzero and slower than the surface relaxation rate; for the siderite and pyrite mixtures, the diffusion relaxation rate was zero. Surface relaxivity calculations revealed that, for the pyrite mixtures, relaxation occurred in the fast diffusion regime; for the siderite and pyrrhotite mixtures, relaxation did not occur in the fast diffusion regime. The range of surface relaxivity values calculated depends on mineralogic form. We conclude that Fe(II) concentration and mineralogic form are important factors in determining relaxation rate. ============================== Печально, когда люди к которым пытаешься относиться серьезно распространяют мифы о том что сидерит не влияет Экспериментальный материал говорит противоположное

bne: http://www.linkedin.com/groupItem?view=&gid=84465&type=member&item=5826312151609933827&qid=f914786d-fb76-4066-a921-e5417b781fd5&trk=groups_most_popular-0-b-ttl&goback=%2Enmp_*1_*1_*1_*1_*1_*1_*1_*1_*1_*1_*1%2Egmp_84465

БНЕ_Home: Corrections for downhole NMR logging Pet.Sci.(2012)94-52 Hu Haitao, Xiao Lizhi and Wu Xiling State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China © China University of Petroleum (Beijing) and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2012 Abstract: Nuclear magnetic resonance logging (NMR) is an open well logging method. Drilling mud resistivity, formation resistivity and sodium ions influence its radio frequency (RF) field strength and NMR logging signals. Research on these effects can provide an important basis for NMR logging data acquisition and interpretation. Three models, water-based drilling mud—water bearing formation, waterbased drilling mud—oil bearing formation, oil-based drilling mud—water bearing formation, were studied by finite element method numerical simulation. The influences of drilling mud resistivity and formation resistivity on the NMR logging tool RF ¿eld and the inÀuences of sodium ions on the NMR logging signals were simulated numerically. On the basis of analysis, RF ¿eld correction and sodium ion correction formulae were proposed and their application range was also discussed. The results indicate that when drilling mud resistivity and formation resistivity are 0.02 ȍÂm and 0.2 ȍÂm respectively, the attenuation index of centric NMR logging tool is 8.9% and 9.47% respectively. The RF ¿eld of an eccentric NMR logging tool is affected mainly by formation resistivity. When formation resistivity is 0.1 ȍÂm, the attenuation index is 17.5%. For centric NMR logging tools, the signals coming from sodium ions can be up to 31.8% of total signal. Suggestions are proposed for further research into NMR logging tool correction method and response characteristics. Key words: NMR logging, ¿nite element method, RF ¿eld, NMR signal, formation resistivity, sodium ions

bne: Estimation of Permeability by Integrating Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Logs with Mercury Injection Capillary Pressure (MICP) Data in Tight Gas Sands Zhi-qiang Mao, Liang Xiao, Zhao-nian Wang, Yan Jin, Xing-gang Liu, Bing Xie Springer-Verlag 2012 Applied Magnetic Resonance DOI 10.1007/s00723-012-0384-z Abstract It has been a great challenge to determine permeability in tight gas sands due to the generally poor correlation between porosity and permeability. The Schlumberger Doll Research (SDR) and Timur–Coates permeability models, which have been derived for use with nuclear magnetic resonance (NMR) data, also lose their roles. In this study, based on the analysis of the mercury injection experiment data for 20 core plugs, which were drilled from tight gas sands in the Xujiahe Formation of central Sichuan basin, Southwest China, two empirical correlations between the pore structure index, defined by the square root of the ratio of rock permeability and porosity) and the R samples, two effective statistical models, which can be used to derive the Swanson parameter and R35 from the NMR T2 logarithmic mean value, have been established. These procedures carried out on the experimental data set can be extended to reservoir conditions to estimate consecutive formation permeability along the intervals with which NMR logs were acquired. The processing results of several field examples using the proposed technique show that the classification scale models are effective only in tight gas reservoirs, whereas the SDR and Timur–Coates models are inapplicable. The R35-based model is of significance in thin sands with high porosity and high permeability, but the predicted permeability curves in tight gas sands are slightly lower. In tight gas and thin sands, the Swanson parameter model is all credible. KSDR R2=0.4467; KTIM R2=0.4824;

bne: В статье приведены коэффициенты корреляции KSDR и KTIM по тестовой выборке KSDR коэффициент корреляции = 0.4467; KTIM коэффициент корреляции = 0.4824;

bne: Geophysical Prospecting doi: 10.1111/j.1365-2478.2012.01102.x Reservoir parameter classification of a Miocene formation using a fractal approach to well logging, porosimetry and nuclear magnetic resonance Jadwiga A. Jarzyna , Maria J. Bala, Zofia M. Mortimer, Edyta Puskarczyk AGH University of Science and T echnology, Krakow, P oland, Faculty of G eology Geophysics and E nvironmental P rotection, Department of Geophysics Received August 2011, revision accepted M arch 2012 ABSTRACT A methodology f or rock classification is presented t hat considers lithology and reservoir parameters on the basis of a combined f ractal analysis of well logs and mercury porosimetry results with nuclear magnetic resonance outcomes. A s andy-shaly thinly-bedded Miocene gas bearing f ormation in the Carpathian Foredeep is investigated. Fractal correlation dimensions D calculated for standard logs are used to distinguish sandstone as the most homogeneous lithological group with the highest porosity. The fractal analysis also confirmed observations of gas accumulations in sandstone, shaly sandstone and s andy claystone as rocks of high porosity. The results of two laboratory methods are combined t o improve r eservoir properties assessment and evaluate movable media in pore space; this technique was based on the similarity of mercury porosimetry results plotted as cumulative intrusion volume versus pressure or pore diameter and also the curves of cumulative porosity and transverse relaxation time distributions using nuclear magnetic resonance. Close values of porosity f rom logs, recorded in situ and in laboratory measurements, provide the link between fractal analysis and porosimetry and nuclear magnetic resonance measurements. Key words: Well logging, Data p rocessing, Fractal correlation dimension, Mercury porosimetry, Nuclear magnetic resonance

bne: Understanding Relationships Between NMR and Pore Size Distributions in Porous Media S. Ghomeshi*, University of Calgary, Calgary, AB Canada S. Kryuchkov, University of Calgary., Calgary, AB Canada J. Bryan, University of Calgary, Calgary, AB Canada A. Kantzas, University of Calgary, Calgary, AB Canada Summary Conventional wisdom for NMR interpretations of water-saturated porous media is that the NMR spectra are analogous to the pore size distribution of the system. This is the basis for understanding porous media as containing large vs. small pores, and is used as a justification for NMR-based permeability correlations. However, there are cases whereby issues of poor connectivity between pores can skew the NMR T2 distribution such that it may no longer be representative of the pore sizes present in the core. This in turn can lead to errors in characterization of a given porous medium. This work investigates this potential problem by constructing a digital rock model and performing pore-level simulations in order to generate the corresponding NMR pore size distribution for this system. The same physical pore size distribution is maintained, but the connectivity is reduced between the different pores, and the corresponding shifts in the NMR distribution are observed.

bne: Estimation of water saturation from nuclear magnetic resonance (NMR) and conventional logs in low permeability sandstone reservoirs Xiao Liang, Zou Chang-chun, Mao Zhi-qiang, Shi Yu-jiang, Liu xiao-peng, Jin Yan, Guo Hao-peng, Hu Xiao-xin Abstract It is difficult to obtain rock resistivity parameters by using the cross plots of porosity vs. formation factor and water saturation vs. resistivity index to calculate reservoir water saturation in low permeability sandstones. The cementation and saturation exponents (mandnseparately) are divergent, and nofixed values can be obtained due to the complicated pore structure. This leads to a problem in water saturation calculation. To investigate the main factors that heavily affect the cementation and saturation exponents, 36 core samples, which were drilled from low permeability sands of Xujiahe Formation, Sichuan basin, southwest China, are chosen for laboratory resistivity and nuclear magnetic resonance (NMR) measurements, 20 of them for mercury injection capillary pressure (MICP) measurements and 10 of them for casting thin-section analysis. The results show that these two parameters are associated with rock pore structure. For rocks with good pore structure, the proportion of macropore components is dominant, high cementation exponents and low saturation exponents can be obtained, and on the contrary, rocks with poor pore structure will be dominated by the proportion of small pore components, and they will contain low cementation exponents and high saturation exponents. To quantitatively acquire reliable cementation and saturation exponents for water saturation estimation, a logarithmic function is established to calculate cementation exponent from porosity. Irreducible water saturation (Swi), which is estimated from NMR logs by using the optimal T2cutoff, is presented to characterize the proportion of small pore components. A technique of calculating saturation exponent by combining withSwi,(1−Swi) and the logarithmic mean of NMRT2 spectrum (T2lm) is proposed, and the corresponding model is established. The credibility of these techniques is confirmed by comparing the predicted cementation and saturation exponents with the core analyzed results. The absolute errors between the predicted cementation exponents and the experimental results are lower than 0.08, and the absolute errors between the predicted saturation exponents and the experimental results are lower than 0.2. These techniques proposed in this study are extended to several low permeability sands forfield applications; thefield examples illustrate that cementation and saturation exponents can be accurately estimated in the intervals with which NMR logs were acquired. By using the variable rock resistivity parameters, precisely water saturation can be calculated for low permeability sandstones evaluation

БНЕ_Home: Microscale Simulations of NMR Relaxation in Porous Media Considering Internal Field Gradients O. Mohnke and N. Klitzsch Vadoze Zone Vol. 9 No. 4, p. 846-857 Abstract Longitudinal and transverse nuclear magnetic resonance (NMR) relaxation signatures in porous rock were simulated on the microscale to examine and quantify how physical hydrologic parameters, such as rock-surface properties and pore sizes, affect longitudinal and transverse NMR signals of real, complex media. Parameters studied were: magnetic field strength, rock susceptibility, pore coupling, and surface reactivity. Using the finite element method (FEM), simulations of the spatial- and time-dependent magnetization evolution in arbitrary pore geometries, diffusion regimes, and heterogeneous distributions of rock surface properties, i.e., surface relaxivity, were compiled using an adapted generic diffusion model coupled with magnetic gradient field calculations. The numerical simulations were validated using analytical solutions that are available for simple pore geometries. We observed a pore-size-dependent ratio of transverse T 2 and longitudinal T 1 relaxation times, and thus a pore-size-related and rock-susceptibility-dependent effective transverse surface relaxivity was deduced. This can be used to improve estimates of pore sizes and thus of permeability from transverse NMR relaxometry measurements. Simulations of connected pore systems showed significant influences of interpore coupling at hydrologically relevant pore sizes, e.g., fine sands. Depending on the dominant diffusion regime, the typically heterogeneous distribution of surface relaxivities in rocks and sediments, i.e., geological noise, can lead to a significant underestimation of derived pore sizes and thus of permeability.

bne: Grain Sizing in Porous Media using Bayesian Magnetic Resonance D. J. Holland,1,* J. Mitchell,1 A. Blake,2 and L. F. Gladden1 1 Department of Chemical Engineering and Biotechnology, University of Cambridge, Pembroke Street, Cambridge CB2 3RA, United Kingdom 2 Microsoft Research, 7 J.J. Thompson Avenue, Cambridge CB3 0FB, United Kingdom (Received 25 July 2012; revised manuscript received 17 October 2012; published 2 January 2013) PRL 110, 018001 (2013) PHYSICAL REVIEW LETTERS week ending 4 JANUARY 2013 We introduce a Bayesian inference approach to analyze magnetic resonance data of granular solids. To characterize structure using magnetic resonance, it is usual to acquire data in k space which are then Fourier transformed to obtain an image. An alternative approach, adopted here, is to utilize the Rayleigh distribution observed in the signal intensity for a given k when a random selection of grains is measured in k space, to deﬁne a likelihood function for Bayesian analysis. This Bayesian likelihood function is used to noninvasively characterize grains within a porous medium on length scales below the practical resolution of magnetic resonance imaging. A pore size distribution is then calculated from the measured grain size distribution using a Monte Carlo approach. We demonstrate this general technique with speciﬁc examples of water-saturated rock cores

bne: Przeglqd Geolagiczny. vol. 61. nr 7. 2013 Geoflzyka otworowa w dobie poszukiwan gazu w lupkach - przeglqd metod pomiarowych Tom as/ Zorski , Jadwiga Jar/yna . Arkadius/ Derkowski .2 Jan Srodon T. Zorski ). Jarzyna A. Derkowstki J. Sroduri Well logging in the world of shale gas plays -review of the logging methods. Prz. GeoL, 61:424-434. A b s I r a c t. The purpose of this article is to review the possibilities of using well logging in the exploration anil completion of the shale gas plays. This presentation is addressed to a broad geological community. The article is divided in two parts, the first is focused on the borehole logging tools and methods, while the second describes me construction of petrophysical models and considers some specific aspects of well logging application in the shale gas plays. For the more inquiring readers a comprehensive list of literature is presented. Well logging is the way to acquire an important geological information from the boreholes, parallel to the core data analysis. Laboratory- core analysis gives most reliable and comprehensive description of rock parameters, like mineral and chemical composition, kerogen content and its maturity, porosity, the pore space structure, density, permeability etc. However, this kind of analysis is time consuming and expensive. On the other hand, well logs give less accurate and usually not directly measureable values, which must he interpreted to achieve the requested parameters. Tfiese measurements are made continuously in natural rock conditions and the results can he obtained very quickly. Proper calibration methods are necessary to link the logging data and the detailed laboratory core analyses. A wide range of well logging tools is described briefly in the paper, and the electrical, nuclear. NMR. andsonic methods are presented in more detail. Special attention is paid to the great technological progress in well logging during the last two decades. This progress allows to cope with the increasing difficulties in the reservoir evaluation. Complicated geometry of the directional borehole, thin beds, shaly-sand lithologies. low porosities, and the specific the pore space distributions are the main challenges in the shale gas plays. http://www.pgi.gov.pl/en/dokumenty-in/doc_view/1865-geofizyka-otworowa.html

bne: Advancement and validation of surface nuclear magnetic resonance spin-echo measurements of T2 Elliot Grunewald, , Rosemary Knight and David Walsh GEOPHYSICS, VOL. 79, NO. 2 (MARCH-APRIL 2014); P. EN15–EN23, 8 FIGS. 10.1190/GEO2013-0105.1

bne: Arabian Journal of Geosciences June 2014, Volume 7, Issue 6, pp 2315-2328 Investigating 2-D MT inversion codes using real field data Reza Ghaedrahmati, Ali Moradzadeh, Nader Fathianpour, Seong Kon Lee $39.95 / ?34.95 / £29.95 * * Final gross prices may vary according to local VAT.Get Access Abstract There are currently a significant number of two-dimensional (2-D) and three-dimensional (3-D) inversion codes available for magnetotelluric (MT) data. Through various 2-D inversion algorithms suggested so far, the classical Occam's inversion, the data space Occam's inversion, the nonlinear conjugate gradient (NLCG) method, and the Gauss–Newton (GN) method are fundamental driving methods to find optimum earth models, and OCCAM, DASOCC, NLCG, and MT2DInvMatlab are possible candidates one can find in the public domain that implement these algorithms for 2-D MT inversions, respectively. In this study, we investigate the pros and cons (strength and weakness) of these codes to help one use them efficiently in practical works and, as an introductory guide, further develop (sophisticate or extend) them, especially for the 3-D case. To achieve this goal, we applied each one of the four aforementioned codes on a profile of real MT field dataset. Then, further investigations have been done by performing several inversion tests to see how each code can find the appropriate model to reconstruct the subsurface resistivity structure. Numerical experiments show that the two parameters, regularization and target misfit, in addition to the main criteria of inversion (such as the forward and the sensitivities calculation method, and the type of inversion algorithm), are very important to produce the expected model in inversion. The regularization parameter that acts to trade off between model norm and data misfit can affect the inversion process in terms of both the computational efficiency and the accuracy of the obtained model. Also, lack of insufficient precision to choose the target misfit can lead the inversion to produce and reach an incorrect model.

bne: Comparison of Magnetic Resonance Bin Distribution Permeability to Observed Production Smith, Charles H.1; Brinska, John C.2; Ramakrishna, Sandeep 3 1 Halliburton Energy Services, Oklahoma City, OK. 2 Marathon Oil Company, Oklahoma City, OK. 3 Halliburton Energy Services, Houston, TX. The geology of the hydrocarbon productive formations in western Oklahoma varies greatly in composition. These range from formations plugged with salt; some detrital, arkosic formations; very fine grained, but productive environments to very clean and permeable formations. This variability presents a very difficult log interpretation problem since reservoir quality changes greatly from well to well and from formation to formation. Logging programs designed to extract specific answers about one formation are not always able to provide conclusions in other formations in the same well. Image logs were added as part of the logging program. Although significant geologic information was obtained, the ability to effectively discern productive horizons was not enhanced. Magnetic Resonance Imaging Logs (MRIL) was added to the logging program to add another piece of data to the resolution of this problem. Initial results were inconclusive and the technique was discouraged for several years. The advent of the T2 bin distribution permeability equation gave rise to the idea of revisiting those data sets using that technique to evaluate the data. This case study details the results of using T2 bin information for estimating productive capacity in several western Oklahoma wells and in several different horizons. We retrieved NMR data that was recorded several years ago and recomputed the permeability utilizing the bin permeability equation. We exhibit the permeability’s calculated productive capacities and compare them to the production rates observed in the wells. http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2009/annual/abstracts/smith.htm

bne: Determining fractal dimension from nuclear magnetic resonance data in rocks with internal magnetic field gradients Hugh Daigle, Andrew Johnson, and Brittney Thomas ABSTRACT Pore size distributions in rocks may be represented by fractal scaling, and fractal descriptions of pore systems may be used for prediction of petrophysical properties such as permeability, tortuosity, diffusivity, and electrical conductivity. Transverse relaxation time (T2) distributions determined by nuclear magnetic resonance (NMR) measurements may be used to determine the fractal scaling of the pore system, but the analysis is complicated when internal magnetic field gradients at the pore scale are sufficiently large. Through computations in ideal porous media and laboratory measurements of glass beads and sediment samples, we found that the effect of internal magnetic field gradients was most pronounced in rocks with larger pores and a high magnetic susceptibility contrast between the pore fluid and mineral grains. We quantified this behavior in terms of pore size and Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) half-echo spacing through scaling arguments. We additionally found that the effects of internal field gradients may be mitigated in the laboratory by performing T2 measurements with different CPMG half-echo spacings and fitting the apparent fractal dimensions determined by the NMR measurements with a mod ================================================== Мораль проста - чем ыше неоднородности тем больше проблем Причем неоднородности IMHO могут быть и от железистых минералов

bne: Determination of nuclear magnetic resonance T2 cutoff value based on multifractal theory — An application in sandstone with complex pore structure Xinmin Ge1, Yiren Fan1, Xuejuan Zhu2, Yiguo Chen3, and Runze Li4 ABSTRACT The cutoff value of nuclear magnetic resonance (NMR) transversal relaxation time T2 is vital for pore structure characterization, permeability prediction, and irreducible water saturation calculation. Conventional default values often lead to inaccurate results for rocks with complex pore structure. Based on NMR experiments and multifractal theory, we have developed an effective statistical method to predict T2 cutoff values without other petrophysical information. The method is based on multifractal theory to analyze the NMR T2 spectrum with the assumption that the T2 spectrum is an indicator of pore size distribution. Multifractal parameters, such as multifractal dimension, singularity strength, and mass exponent, are calculated to investigate the multifractal behavior of T2 spectrum via NMR experiments and a dyadic scaling-down algorithm. To obtain the optimal T2 cutoff value, the rotation speed and time of centrifugation are enlarged increasingly to optimal centrifugal state. A predicating model for T2 cutoff value based on multiple linear regressions of multifractal parameters was proposed after studying the influential factors. On the basis of the multifractal analysis of NMR T2 spectrum, a reasonable predication model for T2 cutoff value was rendered. Upon testing, the predicted results were highly consistent with the experimental results. Geophysics 2015; 80 (1)

bne: О влиянии минерализации воды и её состава на T2 Собственно оно интуитивно было очевидно, хотя по большей части народ от этого вопроса увиливал (наглядно это было на одной из Тюменских конференций) Меня даже удивило , что в диссертации ПС Куляпина (на моё оценочное суждение на этом форуме была ссылка, что слегка польстило - таки не полным графоманством тут занимаюсь) Но неясен был порядок влияния и это расслабляло Потом я увидел, что просто не заметил эти похожие данные в одной из монографий - оказалось, что вполне ощутимо Но впечатление, что данные перепроверены и уточнено влияние типа раствора Похоже это означает, что ЯМР надо нормировать как ПС или ГК или НК Вряд-ли адептам ЯМР это сильно понравится Но если я верно понял статью то для опровержения приводимых экспериментальных данных уже необходимы аргументы ========================== Can sodium NMR provide more than a tracer for brine in petrophysics? Jonathan Mitchell Journal of Petroleum Science and Engineering 146 (2016) 360–368 abstract Sodium has been suggested as a tracer for brine in reservoir formations, where sodium ions are found exclusively in the aqueous phase, and can be detected by time-domain nuclear magnetic resonance (NMR). To date, petrophysical applications of sodium-23 NMR have focused on concentrated NaCl electrolyte solutions where the nuclear spin relaxation time is related to ion concentration. Therefore, a measure of brine volume is achieved directly from the sodium signal amplitude and relaxation time, available in a single measurement. However, real reservoir formation or injection brines contain many different ionic moieties. Sodium-23 relaxation times and diffusion coefficients are measured using timedomain NMR and pulsed field gradient (PFG) NMR techniques, respectively, and shown to depend strongly on the ions present in solution. Correlations between sodium-23 relaxation times and sodium ion concentration are found to differ depending on the cations and other anions present in the brine. However, consistent correlations are obtained for sodium-23 relaxation times and diffusion coefficient, and brine viscosity, regardless of the ionic content of the brine. In general, sodium-23 NMR remains a qualitative technique for monitoring changes in sodium concentration or brine volume (at constant salinity) in reservoir formations. However, if knowledge of the brine chemistry is available, then sodium- 23 NMR offers a non-invasive and quantitative method of robustly measuring brine volume and viscosity in petrophysical applications. ==================================== Если я верно понял статью то за счет вариации минерализации и состава раствора можно получить систематику в T1 и T2 порядка 20-30% Ну это если не делается попытки учесть влияние состава (измерениями или введением поправок) Забавно, но в обеих случаях интерпретация всех предшествующие измерения в скважинах стоит под вопросом

bne: 1) С ростом минерализации уменьшается толщина двойного слоя (хотя и довольно резко) 2) Росту минерализации сопутствует рост вязкости раствора Эффект вязкости в ЯМР обычно изучают отдельно Интересно как тут все хитрые добавки для нетрадиционных коллекторов срабатывают и изменения смачиваемости

bne: Inversion of the permeability of a tight gas reservoir with the combination of a deep Boltzmann kernel extreme learning machine and nuclear magnetic resonance logging transverse relaxation time spectrum data Zhu, Linqi Zhang, Chong Wei, Yang Zhou, Xueqing Huang, Yuyang Zhang, Chaomo Interpretation-2016 Abstract In view of the low accuracy of the existing NMR logging permeability model in tig ht sandstone reservoirs, we derive a relationship between the nuclear magnetic resonance T2 spectrum and permeability based on the transverse relaxation theory of nuclear magnet ic resonance and the Kozeny-Carman equation. We determined the reasons for the low a ccuracy of the model through the theoretical analysis. We propose the deep Boltzmann k ernel extreme learning machine to improve the deep learning algorithm and to predict the reservoir permeability based on nuclear magnetic resonance logging with a deep Boltzm ann machine. We use the permeability data of 200 rock specimens in a tight gas reservo ir in a certain area and the corresponding T2 spectra from NMR logging for modeling. We apply the model to the evaluation of permeability in this area. The results show that the accuracy of the deep learning algorithm is higher than that of the existing NMR lo gging permeability model and the shallow layer machine learning model. Further, the acc uracy of the deep Boltzmann kernel extreme learning machine proposed by this paper is higher than that of the deep Boltzmann machine, which indicates that deep Boltzmann ke rnel extreme learning machine is more suitable for the prediction of reservoir permeabilit y. Therefore, deep learning theory can be effectively used in oil exploration and develop ment, it can improve the interpretation accuracy of reservoir parameters. These findings c ontribute to the interpretation of reservoir parameters.

bne: Он 26 лет как эмигрировал и по русски пишет с трудом - списались на английском Знает тверские работы и очень позитивно оценивает нравственные качества Мурцовкина (я его не спрашивал)

BNE_HOME: Nuclear magnetic resonance surface relaxation mechanisms of kerogen Boyang Zhang and Hugh Daigle ABSTRACT Nuclear magnetic resonance (NMR) relaxometry is an excellent tool for probing the interactions between solid pore surface and pore fluids in porous media. Surface relaxation is a key component of NMR relaxation. It is well-known that in conventional rocks, paramagnetic centers contribute most to the surface relaxation phenomenon. However, the interactions between organic pore surfaces and pore fluids, and the mechanism of surface relaxation in organic shale pores, are not well-understood. We tackle the issue using deuterated compounds to adjust the proton density in the liquid phase and monitoring the transverse relaxation rate changes of kerogen-fluid mixtures. With the Barnett and Eagle Ford kerogen isolates, we found that for alkanes, it is intramolecular dipolar coupling that dominates among the magnetic interactions. As a result, the transverse relaxation rate of alkane proton spins is more likely to be dependent on the concentration of active adsorption sites on the kerogen surface, rather than the kerogen proton density. For water inside organic pores, surface relaxation most likely originates from hydrogen bonding and intermolecular dipolar coupling. We also examined the temperature effect on kerogen surface relaxation and found temperature-dependent behavior that is consistent with surface relaxation by hydrogen bonding and homonuclear dipolar coupling interactions.

bne: ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО КЕРНУ, КАРОТАЖУ И ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ ХАБАРОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ВОЛОКИТИН ЯКОВ ЕВГЕНЬЕВИЧ Тип: статья в журнале - научная статья Язык: русский КАРОТАЖНИК Номер: 12 Год: 2009 Страницы: 167-211 https://elibrary.ru/download/elibrary_12977985_41323068.pdf

B_N_E_8: По таблице в 100 образцов (приведенной авторами статьи в Bull AAPG 2018) зависимость хиленькая (коэфф детерминации ниже 0.45) Реально играют только сочетания пористость и BWI

bne: Влиянием пирита и сидерита на ЯМР пренебречь нельзя! ============================================= Impact of Paramagnetic Minerals on NMR-Converted Pore Size Distributions in Permian Carynginia Shales Yujie Yuan* and Reza Rezaee https://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/acs.energyfuels.8b04003 ================================= ABSTRACT: Pore size distribution (PSD) is a fundamental petrophysical parameter for shale formation evaluation. Nuclear magnetic resonance (NMR), performing as a widely acknowledged technique, directly measures transverse relaxation time (T2), which can be converted into PSD via surface relaxivity (SR). Technically, SR is utilized as a constant value in the entire formation, nevertheless, the laboratory calculated SRs revealed that they are likely to vary with mineralogy and can be influenced by Fe-bearing paramagnetic minerals, which could further affect NMR-converted pore structure properties. This study was performed on Permian Carynginia shale samples to compare the NMR-converted PSD with that measured by mercury injection capillary pressure (MICP). The surface relaxivity was calculated from the logarithmic mean T2 value (T2,lm) based on NMR measurement and the surface to volume ratio (SVR) based on low-pressure nitrogen gas adsorption (LP-N2-GA). The results show that Fe-bearing paramagnetic mineral contents are linear positively correlated with SR values, which were calculated to range between 0.08 and 0.32 μm/s in our tested samples. The paramagnetic mineral of higher content expedites the NMR T2 surface relaxation rate, leading to the divergent shifts in NMR- converted PSD curves. ========= Our findings indicate that surface relaxivity (SR), which is largely influenced by Fe-bearing paramagnetic minerals, would affect NMR conversions. • SR in our tested samples, ranges from 0.08− to 0.32 μm/s and varies significantly with mineralogical composition. • Paramagnetic Fe-bearing the paramagnetic mineral contents are intimately associated with surface relaxation. Linear correlations are presented between SR values and pyrite/siderite concentrations. • SR performs as the main cause for the deviation of NMR-converted PSD compared to that in the MICP results. • The interpretation discrepancies in pore size distribution and porosity between MICP and NMR are synthetically influenced by the internal factors of the samples (e.g., paramagnetic mineral components, geometric pore shape combinations, pore connectivity, etc.) and the external factors involved in experiments (i.e., sample pretreatment protocols, experimental working fluids, NMR parameter

bne: Effect of Salinity and Specific Ions on Amount of Bound Water on Quartz, Calcite and Kaolinite, as Observed by NMR T2 M.M. Alam* (Technical University of Denmark), K. Katika (Technical University of Denmark) & I.L. Fabricius (Technical University of Denmark) ==== SUMMARY Low salinity waterflooding in sandstone reservoirs has proven a successful method for Enhanced Oil Recovery (EOR), whereas, in carbonate rocks specific ions show interaction on the calcite surface. It indicates that optimized salt water waterflooding could also be possible in carbonate reservoirs for EOR. Both sandstone and carbonates contains a fraction of clay in them. Clay content in these rocks could have significant influence on low salinity or optimized salt water waterflooding. We studied the interaction of Mg2+, Ca2+, Na+ and SO42+ ions on pure quartz, calcite and kaolinite surfaces by using the nuclear magnetic resonance (NMR) method. The transverse relaxation time of NMR is affected by the distribution of water molecules close to the solid surface. This behaviour is characterized by surface relaxivity. We observed that the surface relaxivity for kaolinite and calcite is affected by the presence of specific ions, whereas for kaolinite and quartz it is affected by salinity

bne: «Роснефть» запатентовала технологию исследования нетрадиционных нефтяных коллекторов 12 Август 2021 Специалисты Тюменского нефтяного научного центра (научно-проектный институт «Роснефти») изобрели и запатентовали технологию определения объемов нефти и газа в нетрадиционных нефтяных коллекторах при помощи ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Новый подход применяется для оценки потенциала углеводородов в пустотах горных пород, содержащих битумы, тяжелые, вязкие, парафинистые, смолистые углеводороды, а также высокоминерализованную пластовую воду. Исследование образцов керна из нетрадиционных коллекторов на ЯМР-релаксометре* не приводит к их разрушению, свойства пород анализируются в условиях, максимально приближенных к пластовым. Такой подход существенно повышает точность определения геологических запасов углеводородов. Метод ЯМР-исследований доказал эффективность при изучении туронских залежей, баженовской и березовской свит. Результаты использованы при интерпретации данных геофизических исследований скважин, подсчете запасов и построении моделей пластов на месторождениях «Самаранефтегаза» в Оренбургской области, «Таас-Юрях Нефтегазодобычи» и «Верхнечонскнефтегаза» в Восточной Сибири (добывающие активы Компании). *ЯМР-релаксометр – прибор для определения скоростей (времен) релаксации ядерной намагниченности. https://www.rosneft.ru/press/news/item/207417/

bne: Разве что литологию И какие поправки за железо делают

bne: An experimental study on the effect of magnetic field strength and internal gradient on NMR-Derived petrophysical properties of sandstones Mahmoud Elsayed, Ammar El-Husseiny, Ibrahim Kadafur, Mohamed Mahmoud, Murtada Saleh Aljawad, Abdullah Alqubalee https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0920410521004721 GOOGLE перевод Ядерно-магнитный резонанс (ЯМР) широко применяется как мощный инструмент для оценки петрофизических свойств. характеристики. По сравнению с обычными карбонатными коллекторами, коллекторы из песчаника содержат большое количество парамагнитные ионы (такие как железо, никель или марганец), обычно встречающиеся в глинах. Интерпретация результатов ЯМР петрофизические свойства образования песчаника могут быть затруднены из-за парамагнитных ионов, которые вызывают неоднородность в магнитном поле называется внутренним градиентом. Предыдущие исследования были сосредоточены на изучении влияния глин и напряженности поля по внутреннему градиенту, но имеет значение для оценки петрофизических данных, полученных с помощью ЯМР. свойства еще недостаточно изучены. Это исследование направлено на изучение влияния внутреннего градиента и напряженность магнитного поля от времени релаксации T2 и пористости, полученной по данным ЯМР, среднее логарифмическое значение T2 (T2, LM) и проницаемость. Измерения Т2 ЯМР в несколько периодов эха были выполнены для оценки градиент для шести образцов песчаника, характеризующихся переменной пористостью, проницаемостью и содержанием глины/минералогией. Анализ был выполнен на двух различных рабочих частотах Лармора (2 и 12 МГц), которые являются наиболее распространенные частоты для анализа керна горных пород. Результаты показывают, что величина внутреннего градиента увеличивается с увеличением парамагнитных глин (хлорит и иллит в исследованных образцах) при отсутствии корреляции наблюдается с содержанием каолинита. Кроме того, величина и эффект внутреннего градиента постоянно более выражены при измерениях на частоте 12 МГц, чем при измерениях на частоте 2 МГц. Оценки пористости по данным ЯМР: оказалось, что он не зависит от внутреннего градиента и напряженности магнитного поля, если эхо-сигнал достаточно низкий. используется время (0,2 мс). В отличие от пористости, заметные расхождения в T2,LM были зарегистрированы между 2 МГц и 12 МГц. Измерения в МГц, причем последние показывают постоянно более низкие значения T2,LM. Расхождения в значениях T2,LM приводят к значительным различиям (до 300%) при расчете проницаемости, полученной по данным ЯМР, с использованием одних и тех же формулировок для данных на частотах 2 и 12 МГц. То есть калибровка выполняется с использованием данных T2 от оборудования 12 МГц. нельзя применять для оценки проницаемости по данным ЯМР нижнего поля (например, ЯМР каротажа). Расхождения между 2 и 12 МГц с точки зрения T2, LM и производной проницаемости увеличиваются экспоненциально по мере внутреннего градиента увеличивается, но такие расхождения уменьшаются для плотных пород (проницаемость < 1 мД). Такое поведение Образцы песчаника связаны с режимом релаксации, на который влияют размеры пор. Если поры маленькие достаточно, например, иногда для сланца или плотного песчаника, релаксации переходят от короткого временного режима к подвижно усредненный. В таком режиме внутренний градиент усредняется за счет диффузии по масштабу длины, это означает, что время релаксации не зависит от времени эха.

полная версия страницы