Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Петроакустические и механические свойства » Ответить
Петроакустические и механические свойства
bne: Мои тезисы с Гальперинских чтений 2005 ====== Петроакустические модели - построение и использование Еникеев Б.Н., Смирнов О.А. (ЗАО ПАНГЕЯ Москва www.pangea.ru) Petroacoustic Interrelations as Rock Properties (building and applications) Enikeev B.N., Smirnov О.А. (Pangea Inc.) РЕФЕРАТ В докладе обсуждаются принципы формирования и организации библиотеки петроакустических взаимосвязей в программном комплексе ModERn. Этот комплекс ориентирован на широкое использование статистических методов (от линейного регрессионного анализа до разнообразных методов кластерного анализа и нейронных сетей) и методов интерактивной визуализации, применение аппарата нелинейного оценивания для определения параметров петрофизических взаимосвязей и их совместного использования. Обсуждаются конкретные виды взаимосвязей, морфологические пути организации влияющих факторов и типов взаимосвязей, погрешности и пути применения. ABSTRACTS The report discusses forming and record management principles of the petroacoustic interrelations library in the software complex ModERn. The ModERn software complex is directed to the vast usage of statistics methods (from linear regression analysis up to various methods of cluster analysis and neural network), interactive visualization methods, and nonlinear evaluation for assessment of petrophysical interrelations, as well as their combined application. Specific types of interrelations and their limits are discussed. Данное сообщение в первую очередь отражает опыт построения, настройки и использования авторами петрофизических взаимосвязей по данным каротажа и керна. При этом особое внимание мы уделяем применению для этого, развиваемого в ПАНГЕЕ программного обеспечения ModERn. Кроме того, в работе рассматриваются принципы формирования входящей в ModERn библиотеки петроакустических взаимосвязей, cформированной на основе обзора работ других авторов (прежде всего западных) в этом направлении. В связи со спецификой такой постановки проблемы, приводятся некоторые разноплановые соображения, которые могут быть полезны исследователям, специализирующимся в этой же области. Большая часть методик количественной интерпретации данных каротажа и сейсморазведки базируются на как можно более детальных представлениях о физических свойствах пород, отражающих особенности отложений данной стратиграфической принадлежности или диапазона глубин залегания для данного региона. При этом можно условно выделить несколько путей построения петроакустических взаимосвязей (они сведены ниже в таблицу 1), причем ограничения каждого из этих подходов достаточно прозрачны. Таблица 1 Различные типы петроакустических моделей 1 Использование теоретических моделей Часто слишком идеализированы, а константы не отражают особенности пород региона 2 Построение эмпирических взаимосвязей на полевом материале Влияют мешающие при измерениях факторы, а попытки выявления отдельных кластеров петроакустических взаимосвязей нередко субъективны и сложно или плохо переносятся от одного объекта к другому 3 Проведение измерений на образцах керна в лаборатории и построение эмпирических или полуэмпирических взаимосвязей по этим данным Измерения на образцах малого размера и на частотах отличных от сейсмических, не вполне адекватны для интерпретации сейсмоданных, а эмпирические модели сильно упрощены 4 Построение полуэмпирических взаимосвязей (по полевым или лабораторным данным) Сочетают проблемы, отмеченные выше, причем не всегда, устранимые за счет синергизма влияния факторов
Ответов - 87
bne: Об интервальном времени в газе по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000053-000
bne: Пришлось для отложений напоминающих флиш сравнивать несколько моделей Rock Physics Довольно большой разнобой при этом рисуется
B-N-E-8: Applied Geophysics Article Published: 20 March 2023 Effect of gas saturation on P-wave velocity in tight sandstone Pan Bao-Zhi, Zhou Wei-Yi, Guo Yu-Hang, Fang Chun-Hui & Zhang Li-Hua Applied Geophysics (2023)Cite this article Metricsdetails Abstract By measuring the variation of the P- and S-wave velocities of tight sandstone samples under water saturation, it was confirmed that with the decrease in water saturation, the P-wave velocity first decreased and then increased. The variation in velocity was influenced by the sandstone’s porosity. The commonly used Gassmann equation based on fluid substitution theory was studied. Comparing the calculated results with the measured data, it was found that the Gassmann equation agreed well with the measured data at high water saturation, but it could not explain the bending phenomenon of P-wave velocity at low saturation. This indicated that these equations could not accurately describe the relationship between fluid content and rock acoustic velocity. The reasons for this phenomenon were discussed through Taylor’s expansion. The coefficients of the fitting formula were calculated and verified by fitting the measured acoustic velocity changes of the cores. The relationship between P-wave velocity and saturation was discussed, which provides experimental support for calculating saturation using seismic and acoustic logging data.
bne: Сложность ситуации, сложившейся в оценке петроакустических взаимосвязей в России, с точки зрения авторов, усугубляются разрывом традиций, преобладанием тенденций сиюминутного практицизма, весьма низким уровнем требований к обоснованию петроакустических взаимосвязей и затрудненным для большинства специалистов доступом к литературным источникам по тематике. Разработанный в ПАНГЕЕ программный продукт ModERn предназначенный для поддержки деятельности по петрофизическому обоснованию интерпретации данных каротажа и сейсморазведки ориентирован на частичное преодоление сложившихся в этой области затруднений. Пакет ModERn включает широкий диапазон методов прикладной статистики (от линейного регрессионного анализа до разнообразных методов кластерного анализа и нейронных сетей), методов интерактивной визуализации, а также аппарат нелинейного оценивания для оценки параметров не линеаризуемых многомерных петрофизических взаимосвязей и предназначен для их совместного синергетичного использования. Среди уникальных отличительных особенностей пакета ModERn целесообразно особо упомянуть именно средства оценивания констант полуэмпирических моделей (включаемых в развитую и пополняемую библиотеку петроакустических взаимосвязей) по таблицам эмпирических данных, а также исторические таблицы-полигоны эмпирических данных. Одной из важнейших задач при создании библиотеки взаимосвязей является их организация. В этой связи одним из элементов создания ModERn явилась частичная априорная классификация модедей и взаимосвязей по схеме морфологического ящика. Поскольку классификация теоретических и полуэмпирических петроакустических моделей, как и теоретических моделей транспортных свойств микронеоднородных сред, недостаточно полно разработана имеет смысл зафиксировать текущее представление о разнообразии таких моделей. Попытка такой упрощенно-формальной классификации налагаемых на оцениваемые свойства и взаимосвязи представлений об идеализированной геометрии моделируемой породы, приведена далее в таблице 2. Таблица 2. Классификация типов петроакустических моделей по типам идеализации геометрии Rp λ K μ Δt Кпр Em Кп Матричная смесь частиц Статистическая смесь частицы (решетки) Матричное вложение Непрерывное смешение Вириальные разложения Вариационные границы Нетривиальные точные или асимптотические Иные постановки (такие как контактные задачи или обтекание) Приводимые в таблице типы моделей не охватывают абсолютно все известные способы описания петроакустических и транспортных свойств и взаимосвязей, но тем не менее позволяют значительную часть этих свойств и взаимосвязей систематизировать (зеленым в таблице маркировано существование моделей, желтым наличие частных решений, белым – отсутствие или тривиальность решений). В докладе (на основе анализа более 150 публикаций) отечественных и западных авторов приводится обзор влияющих на петроакустические свойства пород факторов. Рассматриваются направления, степени и характер влияния этих факторов на тесноту взаимосвязей. При этом особое внимание уделяется влиянию на петроакустические свойства компонентного и флюидального состава пород, их кривых гранулометрии, числу и характеру упаковки, контактов зерен, типу и составу цемента и глубине залегания пород. Приводятся различные эмпирические соотношения, направленные на учет влияния вышеупомянутых факторов. В докладе описывается общая архитектура ModERn, особенности работы с этой программой, опыт настройки и применения конкретных типов взаимосвязей. Дополнительный материал и дальнейшие ссылки можно найти в [1,2]. Представляется, что сочетание уникальных свойств и возможностей ModERn поможет отечественным практикам преодолеть научный и технологический разрыв в области петрофизического обоснования петроакустических взаимосвязей, за счет аккумулированных в данном программном продукте знаний и технологий и вывести отечественную геофизику на этом направлении на желаемый уровень. ЛИТЕРАТУРА 1. Еникеев Б.Н., Смирнов О.А., Охрименко А.Б. Практический пример восстановления кривых “недостающих” методов каротажа в условиях васюганской свиты ГЕОФИЗИКА спецвыпуск ПАНГЕЯ 10 лет М.: 2004 cтр. 32-36. http://www.petrogloss.narod.ru/LinkMyArticle.html 2. Еникеев Б.Н. НАСТРОЙКА И РЕШЕНИЕ ОБРАТНОЙ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ ЗАДАЧИ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОЧЕТАНИЯ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ И НЕПАРАМЕТРИЧЕСКИХ ВЗАИМОСВЯЗЕЙ Москва SEG-2003. http://petrogloss.narod.ru/Enikeev1_SEG2003.htm
MIkhail Markov: Уважаемый Борис! Несколько раз пытался отправить Вам работы нашей группы по петрофизике, к сожалению на Ваш адрес, котрый указан для переписки, письма не уходят. Если пришлете другой, могу выслать тексты наших статей и докладов. С уважением, М.Г. Марков, Мексиканский нефтяной институт.
bne: У нас засилие спама и потому адрес обычно пишу с пробелами Почту по адресам bne1 @ yandex.ru и bne @ mail333.com с некоторой регулярностью просматриваю Упругие свойства собственно на периферии моих интересов, но пытаюсь ситуацию отслеживать Забавно, что Дворкин, Верник, Гуревич и ваша группа из России Интересны Ваши публикации, хотя видел в основном опубликованное в России Из последнего - на сайте по ссылке http://www.imp.mx/convocatorias/rgp4/2/
bne: Большое спасибо Ответил почтой, но тут хотел бы пояснить ситуацию всем Размещение на сайте ссылок на статьи, публикации и даже рекламу (по профилю сайта) мной только приветствуется! Думаю, что это понравилось бы и посетителям и способствовало популяризации ресурса и их публикаций
bne: Ничего не имею против Фоменко лично Но ситуация с его уравнением начинает напоминать катастрофу Уравнение применяется в условиях Западной Сибири с заметной регулярностью, а некоторые авторы даже не уточняют константы При анализе очереднеого подсчета запасов снова с этитм столкнулся Особенно забавно, как безальтернативно это рассматривается При этом практически никто и ни разу не попытался проанализировать толком астмптотики, область рименимости (если таковая наличествует) и диапазоны изменения констант (с учетом условностей линии глин для Aсп без этого - никуда)
Василий: Никогда раньше не слышал о таком уравнении :-( Интересно оно чем-то принципиально отличается от Вилли и Раймера-Ханта? Линейное? Попробовал в сети поискать......увы
bne: Многие любят применять в отложениях западной Сибири (кажется в основном в Ачимовских) Там вводится Алфа ПС оригинальнывм способом, близким к мистическому КпАК=((Dt-180)*(Aпс-0.05)^0.5/С)^0.5
Василий: :-(, IMHO, очень странное уравнение, подразумевающее никакого влияния на АК Dtж. А "С" как я понял определяется подбором......
bne: В принципе все константы можно подбирать (и 180 и степени) Вид на совести автора и его последователей
Isajcheva: Уравнение ФОМЕНКО Источник: М.Г.Латышова, В.Г.Мартынов, Т.Ф.Соколова. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. - М.: Недра, 2007, на стр.207.
bne: A generalized viscoelastic Biot/squirt model for clay-bearing sandstones in a wide range of permeabilities Журнал Applied Geophysics Chinese Geophysical Society ISSN 1672-7975 (Print) 1993-0658 (Online) Volume 5, Number 4 / Декабрь 2008 г. DOI 10.1007/s11770-008-0038-y pp 249-260 A generalized viscoelastic Biot/squirt model for clay-bearing sandstones in a wide range of permeabilities Jianxin Nie1 , Dinghui Yang2 and Huizhu Yang3 (1) State Key Laboratory of Explosion Science and Technology, Beijing Institute of Technology, Beijing, 100081, China (2) Department of Mathematical Sciences, Tsinghua University, Beijing, 100084, China (3) Institute of Seismic Exploration, Tsinghua University, Beijing, 100084, China Received: 20 September 2008 Revised: 1 November 2008 Published online: 8 January 2009 Abstract To simultaneously take into account the Biot-flow mechanism, the squirt-flow mechanism, and the frame-viscoelasticity mechanism, a generalized viscoelastic BISQ (Biot/squirt) model is developed for wave propagation in clay-bearing sandstones based on Dvorkin’s elastic BISQ model. The present model is extended to a wide range of permeabilities (k > 0.05 mD) by introducing a dimensionless correction factor for viscoelastic parameters, defined as a function of the permeability and the clay content. We describe the frame’s stress-strain relationship of the clay-bearing sandstones by the differential constitutive equations of generalized viscoelasticity and then derive the viscoelastic-wave dynamic equations. With the assumption of a plane-wave solution, we finally yield the phase velocities and the attenuation coefficients by solving the dynamic wave equations in the frequency and wave number domain. The comparison of numerical results and experimental data shows that the generalized viscoelastic BISQ model is applicable for modeling the wave propagation in most of the sandstones mainly bearing kaolinite clay. Keywords viscoelasticity - BISQ model - clay-bearing sandstones - phase velocity - attenuation coefficient This work was supported by the National Science Fund for Distinguished Young Scholars of China (Grant No. 40725012), the National Hi-tech Research and Development Program of China(863 Program) (Grant No. 2006AA06Z240), and the National Basic Research Program of China (973 program) (Grant No. 2007CB209505). Nie Jianxin received a PhD degree in Engineering Mechanics from Tsinghua University in 2005. He is currently a lecturer at Beijing Institute of Technology. His research interests include rock physics, wave propagation modeling, and inverse methods in petrophysics. -------------------------------------------------------------------------------- Jianxin Nie Email: niejx@bit.edu.cn References Ba, J., Nie, J. X., and Cao, H., 2008a, Mesoscopic fluid flow simulation in double-porosity rocks: Geophysical Research Letters, 35, L04303, doi: 10.1029/2007GL032429. Ba, J., Cao, H., Yao, F. C., Nie, J. X., and Yang, H. Z., 2008b, Double-porosity rock model and squirt flow in laboratory frequency band: Applied Geophysics, 5(4), 261–276. Berryman, J. G., 1985, Effective constants for wave propagation through partially saturated porous media: Applied Physics Letters, 46(8), 722–724. Berryman, J. G., and Wang, H. F., 1995, The elastic coefficients of double-porosity models for fluid transport in jointed rock: Journal of Geophysical Research (Solid Earth), 100, 24611–24627. Berryman, J. G., 2007, Seismic waves in rocks with fluids and fractures: Geophysical Journal International, 171, 954–974. Biot, M. A., 1956a, Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated porous solid: I. Low-frequency range: The Journal of the Acoustical Society of America, 28(2), 168–178. Biot, M. A., 1956b, Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated porous solid: II. Higher frequency range: The Journal of the Acoustical Society of America, 28(2), 179–191. Borcherdt, R. D., 1977, Reflection and refraction of type-II waves in elastic and anelastic media: Bulletin of the Seismological Society of America, 67, 43–67. Buchen, P. W., 1971, Plane waves in linear viscoelastic media: Geophysical Journal of the Royal Astronomical Society, 23, 531–542. Carcione, J. M., 1990, Wave propagation in anisotropic linear viscoelastic media: theory and simulated wavefields: Geophysical Journal International, 101(3), 739–750. Carcione, J. M., 1995, Constitutive model and wave equations for linear, viscoelastic, anisotropic media: Geophysics, 60(2), 537–548. Carcione, J. M., Kosloff, D., and Kosloff, R., 1988, Wave propagation simulation in a linear viscoelastic medium: Geophysical Journal International, 95(3), 597–611. Carcione, J. M., Gurevich, B., and Cavallini, F., 2000, A generalized Biot-Gassmann model for the acoustic properties of shaley sandstones: Geophysical Prospecting, 48, 539–557. Cui, Z. W., Wang, K. X., Cao, Z. L., and Hu, H. S., 2004, Slow waves propagation in BISQ poroelastic model: Acta Physica Sinica (in Chinese), 53(9), 3083–3089. Diallo, M. S., and Appel, E., 2000, Acoustic wave propagation in saturated porous media: reformulation of the Biot/squirt flow theory: Journal of Applied Geophysics, 44, 313–325. Du, Q. Z., and Yang, H. Z., 2002, Velocity dispersion and attenuation in anisotropic linear viscoelastic media: Acta Physica Sinica (in Chinese), 51(9), 2101–2108. Dvorkin, J., and Nur, A., 1993, Dynamic poroelasticity: a unified model with the squirt and the Biot mechanisms: Geophysics, 58(4), 524–533. Dvorkin, J., Nolen-Hoeksema, R., and Nur, A., 1994, The squirt-flow mechanism: macroscopic description: Geophysics, 59(3), 428–438. Goldberg, I., and Gurevich, B., 1998, A semi-empirical velocity-porosity-clay model for petrophysical interpretation of P- and S-velocities: Geophysical Prospecting, 46, 271–285. Han, D. H., Nur, A., and Morgan, D., 1986, Effects of porosity and clay content on wave velocities in sandstones: Geophysics, 51, 2093–2107. Klimentos, T., and McCann, C., 1990, Relationships among compressional wave attenuation, porosity, clay content, and permeability in sandstones: Geophysics, 55, 998–1014. Meng, Q. S., He, Q. D., Zhu, J. W., and Wang, D. L., 2003, Seismic modeling in isotropic porous media based on BISQ model: Journal of Jilin University (Earth Science Edition) (in Chinese), 33(2), 217–221. Nie, J. X., Yang, D. H., and Yang, H. Z., 2004, The inversion of reservoir parameters based on the BISQ model in partially saturated porous medium: Chinese Journal of Geophysics (in Chinese), 47(6), 1101–1105. Nie, J. X., and Yang D. H., 2008, Viscoelastic BISQ model for low-permeability sandstone with clay: Chinese Physics Letters, 25(8), 3079–3082. Parra, J. O., 1997, The transversely isotropic poroelastic wave equation including the Biot and the squirt mechanisms: Theory and application: Geophysics, 62, 309–318. Plona, T. J., 1980, Observation of a second bulk compressional wave in a porous medium at ultrasonic frequencies: Applied Physics Letters, 36(4), 259–261. Pride, S. R., Berryman, J. G., and Harris, J. M., 2004, Seismic attenuation due to wave-induced flow: Journal of Geophysical Research (Solid Earth), 109, B01201, 1–19. Qiao, W. X., and Du, G. S., 1995, Effects of porosity, clay content and saturation on rock’s acoustic properties: Well Logging Technology (in Chinese), 19(3), 194–199. Shi, G., and Yang, D. Q., 2001, The regression analysis study on velocity and porosity, and clay content of rocks: Acta Scientiarum Naturalium Universitatis Pekinensis (in Chinese), 37(3), 379–384. Strick, E. 1982, Applications of linear viscoelasticity to seismic wave propagation: Research Notes in Mathematics, 52, 169–193. Su, X. J., Yan, G. J., Chen, J. W., and Li, G., 2005, The effect of rock porosity and clay content on seismic wave velocity: Marine Geology Letters (in Chinese), 21(9), 3–7. Wang, Z. J., He, Q. D., and Wang, D. L., 2008, The numerical simulation for a 3D two-phase anisotropic medium based on BISQ model: Applied Geophysics, 5(1), 24–34. Wilmanski, K., 2006, A few remarks on Biot’s model and linear acoustics of poroelastic saturated materials: Soil Dynamics and Earthquake Engineering, 26, 509–536. Xu, C. J., Ma, X. H., and Cai, Y. Q., 2005, Seismic wave propagation in viscoelastic and nearly saturated rock: Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering (in Chinese), 24(14), 2490–2496. Yang, D. H., and Zhang, Z. J., 2000, Effects of the Biot and the squirt-flow coupling interaction on anisotropic elastic waves: Chinese Science Bulletin, 45(23), 2130–2138. Yang, D. H., and Zhang, Z. J., 2002, Poroelastic wave equation including the Biot/squirt mechanism and the solid/fluid coupling anisotropy: Wave Motion, 35(3), 223–245. Yuan, C. F., Peng, S. P., Zhang, Z. J., and Liu, Z. K., 2006, Seismic wave propagating in Kelvin-Voigt homogeneous visco-elastic media: Science in China Series D (Earth Sciences), 49(2), 147–153. Zhang, J. F., and Li, Y. M., 1994, Computation of viscoelastic wave in stratified media: Computation Structural Mechanics and Applications (in Chinese), 11(3), 314–324. Zhang, J., 2006, Dispersion and attenuation characteristics in linear viscoelastic medium: Master Thesis (in Chinese), China University of Geosciences, Beijing.
Mikhail Markov: Судя по всему, редкое барахло. Из той же серии работа Influence of squirt flow on fundamental quided waves propagation in borehole... Стоит в интернете, опубликована, как мне кажется, в J. Geoph. and Eng. Но тут хоть скважина есть и соавтор (дядюшка КЕ Хе)- ученик Уайта! Все эти модели содержат кучу подгоночных параметров. Когда есть эксперимент, то эти параметры подбираются. Вполне разумная критика этих моделей была у Берримана и Прайда (JGR), но взамен они предложили свою модель, в которой параметров еще раза в 3 больше. По мне так самый принципиальный вопрос: можем ли мы увидеть частотрую зависимость акустической добротности продольных и поперечных волн от частоты по каротажным данным. Пока почти все программы обработки предполагают добротность не зависящей от частоты как в сейсмическом, так и в каротажном диапазоне частот.
bne: У меня ощущение, что трудности обусловлены тем что подходы связанные с осреднением (а в итоге и с работой с локальными пористостями и с извилистрстями), принципиально локальны С другой стороны типичные модели дляч акустики в духе эллипсоидов или контактов естественным образом не совмещаются с решетчатыми В разных схемах расчета используются принципиально разные идеализации плохо сшиваемые друг с другом (в частности и потому, что укладки частиц и решетки капилляров не допускают адекватного взаимного пересчета - играют роль и параметры упаковки) Не исключено, что придется по методу этих ребят из Австралии отрабатывать численную модель по стереологии
bne: Martin Ostoja-Starzewski "Microstructural Randomness and Scaling in Mechanics of Materials (Modern Mechanics and Mathematics)" Chapman & Hall/CRC | 2007-08-13 | ISBN: 1584884177 | 352 pages An area at the intersection of solid mechanics, materials science, and stochastic mathematics, mechanics of materials often necessitates a stochastic approach to grasp the effects of spatial randomness. Using this approach, Microstructural Randomness and Scaling in Mechanics of Materials explores numerous stochastic models and methods used in the mechanics of random media and illustrates these in a variety of applications. The book first offers a refresher in several tools used in stochastic mechanics, followed by two chapters that outline periodic and disordered planar lattice (spring) networks. Subsequent chapters discuss stress invariance in classical planar and micropolar elasticity and cover several topics not yet collected in book form, including the passage of a microstructure to an effective micropolar continuum. After forming this foundation in various methods of stochastic mechanics, the book focuses on problems of microstructural randomness and scaling. It examines both representative and statistical volume elements (RVEs/SVEs) as well as micromechanically based stochastic finite elements (SFEs). The author also studies nonlinear elastic and inelastic materials, the stochastic formulation of thermomechanics with internal variables, and wave propagation in random media. The concepts discussed in this comprehensive book can be applied to many situations, from micro and nanoelectromechanical systems (MEMS/NEMS) to geophysics.
bne: Физика Земли - № 5, Май 2009, С. 57-69 Помощь ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРОДОЛЬНЫХ И ПОПЕРЕЧНЫХ УПРУГИХ ВОЛН В ТЕКСТУРИРОВАННЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ А. Н. Никитин, Т. И. Иванкина, В. К. Игнатович Обьединенный институт ядерных исследований, г. Дубна Поступила в редакцию 15.04.2008 г. В работе на основе анализа данных о скоростях квазипродольных Vp и квазипоперечных Vs волн, измеренных на образцах горных пород при высоких давлениях и температурах, и аналогичных скоростях, рассчитанных на основе функции распределения зерен по ориентациям, реконструированной из нейтронно-дифракционного текстурного эксперимента, выявлены характерные несоответствия между экспериментальными и модельными характеристиками. Проведен теоретический анализ особенностей распространения продольных и поперечных упругих волн в анизотропных средах. Установлено, что, в общем случае, в анизотропных неоднородных средах скорости распространения Vp и Vs, измеренные экспериментально и полученные с помощью моделирования, не могут совпадать из-за наличия физической связи между двумя типами колебаний – поперечных и продольных. PACS: 91.30.Cd Список литературы Александров К.С., Продайвода Г.Т. Анизотропия упругих свойств минералов и горных пород. Новосибирск: РАН. 2000. 354 с. Баюк И.О., Калинин В.А. О применимости моделей плоских упругих трещин для определения эффективных упругих свойств горных пород // Физика Земли. 1997. № 7. C. 55–60. Вальтер К., Никитин А.Н., Шермергор Т.Д., Яковлев В.Б. Определение эффективных электроупругих постоянных поликристаллических текстурированных горных пород // Физика Земли. 1993. № 6. C. 83–88. Гладков С.О. Физика поровых структур. М.: Наука. 1977. 175 с. Иванкина Т.И., Клима К., Локаичек Т. и др. Исследование анизотропии оливинового ксенолита с помощью акустических волн и дифракции нейтронов // Физика Земли. 1999. № 5. C. 29–39. Калинин А.А., Баюк И.О. Эффективные упругие модули горных пород при высоком давлении // Геофизич. ж. 1987. Т. 9. № 1. С. 69–75. Калинин А.А., Баюк И.О. Упругая анизотропия среды с ориентированной системой трещин, произвольной формы и концентрации // Докл. РАН. 1994. Т. 338. № 3. C. 390–393. Ландау Л.Д, Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. Т. 7. Теория упругости. М.: Физматлит. 2003. Никитин А.Н., Иванкина Т.И., Буриличев Д.Е. и др. Анизотропия и текстура оливиносодержащих мантийных пород при высоких давлениях // Физика Земли. 2001. № 1. С. 64–78. Прос З. Изучение анизотропии упругих свойств горных пород при всесторонних давлениях на шаровых образцах. Исследования физических свойств минерального вещества Земли при высоких термодинамических параметрах. Киев: Наукова думка. 1977. С. 56–67. Соболев Г.А., Никитин А.Н., Савелова Т.И., Яковлев В.Б. Теоретико-экспериментальный подход к исследованию микро- и макросвойств и состояния горных пород (возможное направление развития моделей очага землетрясений) // Физика Земли. 2001. № 1. C. 6–15. Шермергор Т.Д., Никитин А.Н., Корнеев В.И. и др. Расчет упругих и пьезоэлектрических модулей пьезоактивных жильных кварцев методом обобщенно-сингулярного приближения // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. 1987. № 7. C. 41–48. Шермергор Т.Д., Никитин А.Н., Вальтер К. и др. Определение эффективных упругих модулей текстурированных пород-пьезоэлектриков // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. 1991. № 12. C. 84–93. Babuska V., Cara M. Seismic anisotropy in the Earth. Kluwer Academic. Dordrecht Netherland. 1991. 218 p. Birch F. The velocity of compressional waves in rocks to 10 kbar. Part 1 // J.Geophys.Res. 1960. V. 65. Birch F. The velocity of compressional waves in rocks to 10 kbar. Part 2 // J.Geophys. Res. 1961. V. 66. Cramping S. The dispersion of surface waves in multilayered anisotropic media // Geophys. J.R. astr. Soc. 1970. V. 21. P. 387–402. Cramping S. A review of the effects of anisotropic layering on the propagation of seismic waves // Geophys. J.R. astr. Soc. 1977. V. 49. P. 9–27. Crampin S. Evaluation of anisotropy by shear-wave splitting // Geophysics. 1985. V. 50. P. 142. Ignatovich V.K. Распространение акустических волн в слоистых упругих средах. // Акустический журнал. 1992. Т. 38. № 1. С. 70–78; Propagation of Acoustic Waves in Layered Elastic Media // Sov. Phys. Acoustics-USSR. 1992. V. 38. № 1. P. 34–39. Ignatovich V.K. О нейтронных поверхностных волнах. ОИЯИ Р4-2008-48 (В печати ж. Кристаллография). Ivankina T.I., Kern H.M., Nikitin A.N. Directional dependence of P- and S-wave propagation and polarization in foliated rocks from the Kola superdeep well: Evidence from laboratory measurements and calculations based on TOF neutron diffraction // Tectonophysics. 2005. V. 407. P. 25–42 Ivankina T.I., Kern H., Nikitin A.N. Neutron texture measurements and 3D velocity calculations on strongly foliated biotite gneisses from the Outokumpu Deep Drill Hole. Kukkonen I.T. (ed.). Outokumpu Deep Drill Project, Second International Workshop, May 21–22. 2007. Espoo, Finland. Programme and Extended Abstracts. Geological Survey of Finland, Southern Finland Office, Marine Geology and Geophysics, Report Q10.2/2007/29. P. 47–50. Kern H., Liu B., Popp T. Relationship between anisotropy and P- and S-wave velocities and anisotropy of attenuation in serpentinite and amphibolite // J. Geophys. Res. 1997. V. 102. P. 3051–3065. Kern H., Popp T., Gorbatsevich et al. Pressure and temperature dependence of Vp and Vs in rocks from the superdeep well and from surface analogues at Kola and the nature of velocity anisotropy // Tectonophysics. 2001. V. 338. P. 113–134. Mainprice D., Humbert M. Methods of calculating petrophysical properties from lattice preferred orientation data // Survey in Geophysics. 1994. V. 15. P. 575. Nikitin A.N., Ivankina T.I., Ullemeyer K. et al. Texture controlled elastic anisotropy of amphibolites from the Kola Superdeep borehole SG-3 at high pressure // Физика Земли. 2001. № 1. C. 41–49. Seront B., Mainprice D., Christensen N.I. The complete seismic properties of an anorthosite: comparison between LPO and laboratory measurements // EOS 70. 1989. P. 460–461.
bne: Насколько я понимаю речь идет о низкопористых вулканогенных породах
Mikhail Markov: Из абстракта мало что можно понять, нужно смотреть работу. Есть одна единственная экспериментальная работа (Rathore J.S., Fjaer E., Holt R.M., and Renlie L. 1995. P- and S-wave anisotropy of a synthetic sandstone with controlled crack geometry. Geophysical Prospecting 43, 711-728), где делали эксперименты с искусственными трещинами правильной формы (сплюснутые сфероиды) в песчанике. К сожалению там проблема другая, трещин очень мало (их пористость 0.0036), поэтому все методы, даже Хадсона и Томсона работают хорошо. Я сам сравнивал с экспериментом результаты 3 методов (DEM, EMA и эффективное поле) и получил близкие между собой результаты. При больших концентрациях трещин эти методы дают сильно различающиеся результаты.
B_N_E_1: Mechanics of Fluid Saturated Rocks Publisher: Academic Press | Pages: 450 | January 15, 2004 | ISBN 0123053552 | “ Book overview Mechanics of Fluid Saturated Rocks presents a current and comprehensive report on this emerging field that bridges the areas of geology and mechanics. It is of direct interest to a wide spectrum of earth scientists and engineers who are concerned with upper-crust mechanics and fluid movements, the most important fluids being oil and water. This authoritative book is the result of a collaborative effort between scientists in academic institutions and industry. It examines important issues such as subsidence, geological fault formation, earthquake faulting, hydraulic fracturing, transport of fluids, and natural and direct applications. Mechanics of Fluid Saturated Rocks provides a unique interdisciplinary viewpoint, as well as case studies, conclusions, and recommendations for further research. * Covers the physical, chemical, and mechanical analysis of porous saturated rock deformation on both large and small scales * Discusses the latest developments of importance to engineers and geologists * Examines natural and direct applications * Incorporates numerous equations and illustrations including an online image gallery: books.elsevier.com/companions/0123053552 * Includes extensive bibliographies for each chapter ”
bne: Deformation Microstructures and Mechanisms in Minerals and Rocks Posted By : Smirk T.G. Blenkinsop, "Deformation Microstructures and Mechanisms in Minerals and Rocks" Springer | 1996-07 | ISBN: 041273480X | 164 pages This book is a systematic guide to the recognition and interpretation of deformation microstructures and mechanisms in minerals and rocks at the scale of a thin section. Diagnostic features of microstructures and mechanisms are emphasized, and the subject is extensively illustrated with high-quality color and black and white photomicrographs, and many clear diagrams. After introducing three main classes of deformation microstructures and mechanisms, low- to high-grade deformation is presented in a logical sequence in Chapters 2 to 5. Magmatic/submagmatic deformation, shear sense indicators, and shock microstructures and metamorphism are described in Chapters 6 to 8, which are innovative chapters in a structural geology textbook. The final chapter shows how deformation microstructures and mechanisms can be used quantitatively to understand the behavior of the earth. Recent experimental research on failure criteria, frictional sliding laws, and flow laws is summarized in tables, and palaeopiezometry is discussed. Audience: This book is essential to all practising structural and tectonic geologists who use thin sections, and is an invaluable research tool for advanced undergraduates, postgraduates, lecturers and researchers in structural geology and tectonics.
bne: 30.04.1994 Заявитель(и): Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований Автор(ы): Боярчук А.Ф.; Шнурман Г.А.; Багов Л.С. Описание изобретения: Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для определения трещинной пористости пород в разрезе нефтяных и газовых скважин. Известен способ оценки трещинной пористости пород по данным электрического каротажа, проведенного при заполнении скважины растворами различной минерализации (метод "двух растворов") [1] . Недостатком указанного способа является его громоздкость, а также низкая точность и достоверность полученных данных из-за искажающего влияния на результаты повторных исследований непостоянства удельного сопротивления боковой части породы и невозможность обеспечения в реальных условиях бурения скважины при образующейся зоне кольматации сколько-нибудь полной смены в трещинах фильтратов буровых растворов. Наиболее близким к заявляемому является способ определения трещинной пористости Кпт по данным волнового акустического каротажа (ВАК) с регистрацией полного волнового сигнала и плотностичного гамма-гамма каротажа (ГГК) с использованием выражения для эффективной сжимаемости http://hghltd.yandex.net/yandbtm?url=http%3A%2F%2Fru-patent.info%2F20%2F10-14%2F2012021.html&text=%C1%EE%FF%F0%F7%F3%EA%20%20%EF%EE%F0%E8%F1%F2%EE%F1%F2%FC&qtree=bvq99RV7dr4MkQG4pEY3fQs2srD3MNy6xj%2F1Pu%2BT9Tyi99aIEk98I6ZtH%2Bnx4xU4FJvFexecKfZNjuMP%2BgRH36kKDREmZOr8DVDXW2arBLYpNVg9YSlklR7zLgKZf2DkwJrpZJA%2BBzYdxOP1ICoZMlbuNalj6EtKdvr0CYPk6HAtkwAnCpPcez2AsAT91828Pwq1N04IJmC4dwtZLU7ZKayh0wpCvo%2FiChldOa%2F%2BdX5el1pL%2BTfXJul4UWG23VbO
bne: МЕТОД ГИЛЬБЕPТ-CЭМБЛАНC. ОБPАБОТКА ДАННЫX АКУCТИЧЕCКОГО КАPОТАЖА P.Д. Аxметcафин, В. Дубинcкий*, Д. Паттеpcон* ОАО НПФ «Геофизика», 450005, Уфа, ул. 8 Маpта, 12, Pоccия * Baker Hughes, P.O. Box 670968 (77267-0968), 2001 Rankin Road, Houston, Texas 77073, USA Пpедложен метод обpаботки данныx многоэлементного низкочаcтотного акуcтичеcкого каpотажа, объединяющий доcтоинcтва извеcтныx методов cэмбланc и оценки фазовой cкоpоcти (помеxоуcтой- чивоcть пеpвого и точноcть втоpого). В оcнову метода положен точечный (безоконный) cэмбланc по пpеобpазованию Гильбеpта. Вводитcя понятие фазовый cэмбланc, позволяющее, наpяду c оценкой меpы когеpентноcти pаcпpеделения мощноcти между cигналами, оценивать и pаcпpеделение фазового cоc- тояния. Также пpедложены метод пpедваpительной, гpубой оценки cкоpоcтныx cвойcтв поpоды по изменению гpупповой мощноcти cигналов и новые, более инфоpмативные, фоpмы пpедcтавления pезуль- татов обpаботки. Низкочаcтотный акуcтичеcкий каpотаж, cэмбланc метод, пpеобpазование Гильбеpта. Геология и геофизика, 2008, т. 49, № 9, c. 919—925 http://www.izdatgeo.ru/pdf/gig/2008-9/919.pdf
bne: Может кто-то удивится разобравшись с тем что он пытается применять всерьез http://petrogloss.narod.ru/SPWLA80_Hunt-Rumer.pdf
bne: Понятно, что с ростом глубины залегания и цементации контакты зерен меняют Связь типа контактов со скоростью известна и значимо Роль погружения при прочих равных известна и по прогнозированию АВПД Глубина выступает как еременная и в соотношениях по восстановлению интеревальногог времени по иным еременным Вместе с тем с формулами проблемы Одна из основных - коррелируемость пористости с глубиной Надо их разделять, что не всегда просто Кроме известной формулы Faust и графиков в книге Добрынина-Вендельштейна соотношений почти нет А при работе с большим интервалом (крутопадающий пласт) надо что-то делать Решил скрестить уравнение среднего времени и поправку Добрынина (она вносится в скорость)
bne: Данные Eberli по карбонатам смотрятся IMHO адекватнее Вдобавок это и так наглядно Если образец непористый, то и меняться там нечему Поэтому поправка должна вводиться тем большей чем выше пористость (тем более, что это отвечает данным эксперимента на сжимаемость)
bne: PAGEOPH, Vol. 141, No. 2/3/4 (1993) 0033-4553/93/040287 3751.50 + 0.20/0 9 1993 Birkh/iuser Verlag, Basel Controls on Sonic Velocity in Carbonates FLAVIO S. ANSELMETTI 1 and GREGOR P. EBERLI 2 Abstract--Compressional and shear-wave velocities (Vp and V,) of 210 minicores of carbonates from different areas and ages were measured under variable confining and pore-fluid pressures. The lithologies of the samples range from unconsolidated carbonate mud to completely lithified limestones. The velocity measurements enable us to relate velocity variations in carbonates to factors such as mineralogy, porosity, pore types and density and to quantify the velocity effects of compaction and other diagenetic alterations. Pure carbonate rocks show, unlike siliciclastic or shaly sediments, little direct correlation between acoustic properties (Vp and V,) with age or burial depth of the sediment so that velocity inversions with increasing depth are common. Rather, sonic velocity in carbonates is controlled by the combined effect of depositional lithology and several post-depositional processes, such as cementation or dissolution, which results in fabrics specific to carbonates. These diagenetic fabrics can be directly correlated to the sonic velocity of the rocks. At 8 MPa effective pressure Vp ranges from 1700 to 6500 m/s, and V s ranges from 800 to 3400 m/s. This range is mainly caused by variations in the amount and type of porosity and not by variations in mineralogy. In general, the measured velocities show a positive correlation with density and an inverse correlation with porosity, but departures from the general trends of correlation can be as high as 2500 m/s. These deviations can be explained by the occurrence of different pore types that form during specific diagenetic phases. Our data set further suggests that commonly used correlations like "Gardner's Law" (Vp-density) or the "time-average-equation" (Vp-porosity) should be significantly modified towards higher velocities before being applied to carbonates. The velocity measurements of unconsolidated carbonate mud at different stages of experimental compaction show that the velocity increase due to compaction is lower than the observed velocity increase at decreasing porosities in natural rocks. This discrepancy shows that diagenetic changes that accompany compaction influence velocity more than solely compaction at increasing overburden pressure. The susceptibility of carbonates to diagenetic changes, that occur far more quickly than compaction, causes a special velocity distribution in carbonates and complicates velocity estimations. By assigning characteristic velocity patterns to the observed diagenetic processes, we are able to link sonic velocity to the diagenetic stage of the rock. Key words: Sonic velocity, carbonates, physical properties, porosity, diagenesis, compaction. Swiss Federal Institute of Technology ETH, Geologisches Institut, Sonneggstr. 5, CH-8092 Zfirich, Switzerland. University of Miami, Rosenstiel School of Marine and Atmospheric Science, MGG, 4600 Rickenbacker Causeway, Miami, FL 33149, U.S.A.
Boris_Home: Поразительный для меня факт Образцы керна в интервале глубин 1500 -4000 практически не зависят от того в атмосферных или пластовых условиях идет замер Объект - Западная Сибирь Пласты сверху и до Ю2 включительно И трудно говоить о сильной консолидации
bne: Prediction of Poisson’s Ratio and Young’s Modulus Parameters for Hydrocarbon Reservoirs using Artificial Neural Networks By Bandar Duraya Al-Anazi, King Abdulaziz City for Science and Technology, Oil and Gas Center, Mohsen Saemi, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), and Ammal Al-Anazi, Saudi Aramco ABSTRACT Determination of rock elastic properties plays an important role in various geomechanical applications such as hydraulic fracture design, sand production control and wellbore stability analysis. Th ese elastic properties are often reliably determined from laboratory tests on cores extracted from wells under simulated reservoir conditions. Unfortunately, these tests are expensive, time consuming and most of the wells have limited core data. On the other hand, logs are often available and provide a continuous record compared to cores where only discrete values are obtained. Empirical equations are used to estimate elastic properties from logs however empirical corrections must be performed to calibrate the dynamic calculation to core-measured values. Due to the complexity of the reservoirs, these models may not be of practical use and consequently extensive data preprocessing and understanding of the geology of the region and the tool limitations are required. Alternatively, artificial neural network has the potential to model complex nonlinear underlying dependency between high dimensional input logs and elastic properties. Th e potential of the neural network has been demonstrated by developing Poisson’s ratio and Young’s modulus interpretation models in a hydrocarbon reservoir using log-based density and acoustic measurements and core-measured porosity, minimum horizontal stress, pore pressure and overburden stress. Learning and prediction performance was performed using correlation coeffi cient, root mean squared error, absolute average error and maximum absolute error. The result shows that artificial neural network can successfully be used to construct elastic interpretation models that can be employed to interpret new input data with a minimum error rate. Keywords: Poisson’s ratio, Young’s modulus, Logs, Core, Artifi cial intelligence ================== Получил от автора письмом Saudi Aravia Oil &Gas Iss 13 Думаю есть у них на сайте
bne: Добрынин-Марков-Козяр про возможности волнового акустического каротажа Дискуссия по ссылке http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000118-009
bne: ОЦЕНКА ТРЕЩИНОВАТОСТИ НИЗКОПОРИСТЫХ КАРБОНАТНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук http://www.psu.ru/psu/files/1080/Knyazev_25_12_09.doc
AL_EK_SEI: Борис Николаевич, здравствуйте! Вот вам и попали темы наших разработок. Только к сожалению нет никакой критики/вопросов. Кто решал подобные задачи, откликнитесь!
bne: Но Михаил Марков ближе к теме чем я ;-) Мне же многое представляется и адекватным проблеме и интересным Смущают несколько моментов 1) Отсутствие альтернатив промежуточных между трещинами и кавернами (с учетом популярности темы поро-аспектного отношения на Западе) 2) отсутствие различия между кавернами и проточными (сообщаемыми) кавернами 3) Все же при низкой пористости (в районе порога перколяции) большую роль играют эффекты неоднородности (они приводят к размытости - это и из рисунка 5 у Вас видно Наверное интересно было бы тут поиграть с анизотропией и проницаемостью и посмотреть что и как рисуется 4) Отсутствие проточных каверн (по керну образцы могли и разрушиться, а вот что с этим по каротажу и в реальности)
AL_EK_SEI: Вы писали: Смущают несколько моментов 1) Отсутствие альтернатив промежуточных между трещинами и кавернами (с учетом популярности темы поро-аспектного отношения на Западе) 2) отсутствие различия между кавернами и проточными (сообщаемыми) кавернами 3) Все же при низкой пористости (в районе порога перколяции) большую роль играют эффекты неоднородности (они приводят к размытости - это и из рисунка 5 у Вас видно Наверное интересно было бы тут поиграть с анизотропией и проницаемостью и посмотреть что и как рисуется 4) Отсутствие проточных каверн (по керну образцы могли и разрушиться, а вот что с этим по каротажу и в реальности) По вопросу 1: Промежуточные характеристики в методике существуют (для 2<=КП<6) это порово-трещинные и каверново-трещинные интервалы (Рис. 8, нижний трещиноватый интервал ИД/КТ - Литология: известняк доломититизированный/Тип пустотного пространства: кавернозно-трещинный). По вопросу 2: В рамках поставленной задачи и имеющегося комплекса ГИС нет методов/достаточно уверенных методик для разделения сообщающейся и закрытой кавернозности. Если у вас есть на примете решение этого вопроса по указанному комплексу ГИС (ГК, ННКт, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, БК, МБК) буду благодарен за подсказку. По вопросу 3: Мы занимаемся интерпретацией данных ГИС и к какой бы размытости не приводили эффекты неоднородности пород при измерениях на керне, ниже теоретико-практического порога протекания общая зависимость (излом) подтверждается как по исследованиям керна, так и по ГИС. Что вы имеете ввиду говоря "интересно было бы тут поиграть с анизотропией и проницаемостью и посмотреть что и как рисуется"? По вопросу 4: Вопрос непонятен.
БНЕ_Бугульма: По вопросу 1: Промежуточные характеристики в методике существуют (для 2<=КП<6) это порово-трещинные и каверново-трещинные интервалы (Рис. 8, нижний трещиноватый интервал ИД/КТ - Литология: известняк доломититизированный/Тип пустотного пространства: кавернозно-трещинный). А если пористость больше 6% и есть трещины или каверны? ==== По вопросу 2: В рамках поставленной задачи и имеющегося комплекса ГИС нет методов/достаточно уверенных методик для разделения сообщающейся и закрытой кавернозности. Если у вас есть на примете решение этого вопроса по указанному комплексу ГИС (ГК, ННКт, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, БК, МБК) буду благодарен за подсказку. Вообще-то по физике многие параметры должны отличаться Вопрос в уровне отличий === По вопросу 3: Мы занимаемся интерпретацией данных ГИС и к какой бы размытости не приводили эффекты неоднородности пород при измерениях на керне, ниже теоретико-практического порога протекания общая зависимость (излом) подтверждается как по исследованиям керна, так и по ГИС. Что вы имеете ввиду говоря "интересно было бы тут поиграть с анизотропией и проницаемостью и посмотреть что и как рисуется"? Измерения на кубических образцах в первую очередь === По вопросу 4: Вопрос непонятен. Неполнота выноса образцов с проточными кавернами
AL_EK_SEI: Выписали: По вопросу 1: Промежуточные характеристики в методике существуют (для 2<=КП<6) это порово-трещинные и каверново-трещинные интервалы (Рис. 8, нижний трещиноватый интервал ИД/КТ - Литология: известняк доломититизированный/Тип пустотного пространства: кавернозно-трещинный). А если пористость больше 6% и есть трещины или каверны? ==== По вопросу 2: В рамках поставленной задачи и имеющегося комплекса ГИС нет методов/достаточно уверенных методик для разделения сообщающейся и закрытой кавернозности. Если у вас есть на примете решение этого вопроса по указанному комплексу ГИС (ГК, ННКт, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, БК, МБК) буду благодарен за подсказку. Вообще-то по физике многие параметры должны отличаться Вопрос в уровне отличий === По вопросу 3: Мы занимаемся интерпретацией данных ГИС и к какой бы размытости не приводили эффекты неоднородности пород при измерениях на керне, ниже теоретико-практического порога протекания общая зависимость (излом) подтверждается как по исследованиям керна, так и по ГИС. Что вы имеете ввиду говоря "интересно было бы тут поиграть с анизотропией и проницаемостью и посмотреть что и как рисуется"? Измерения на кубических образцах в первую очередь === По вопросу 4: Вопрос непонятен. Неполнота выноса образцов с проточными кавернами Отвечаю: 1) О кавернозности в породах с пористостью 6 и более %: Из практики "статистически" и по результатам исследования керна нам стало известно, что если в породе есть каверны, то это значит, что в её скелете уже произошли вторичные изменения. Обычно это перекристаллизация с укрупнением кристаллов и укреплением межкристаллических контактов, это изменяет упруго механические свойства скелета породы. Мы учитываем эти эффекты множителем в уравнении среднего времени (уравнение 12), степень "кавернозности" вычисляем из системы (10-13) или определяем по кросс-плотам типа Wi(АК)-Wi(ГГК-П),Wi(АК)-Wi(ННКт). Я лично термин "кавернозность" в данном случае считаю неподходящим т.к. сами каверны лишь статистически связаны со вторичными изменениями скелета породы. Нами определены критерии геологической интерпретации этого параметра ξ. Т.о. если пористость больше 6% и есть каверны, то вероятнее всего что мы вычислим/определим ξ>1 и в зависимости от величины ξ проинтерпретируем тип пустотного пространства как ПК или КП. Например на Рис. 8, интервал на глубине 2704м выделен пористый пропласток проинтерпретированный как ИДБ/ПК - Литология: известняк доломитизированный битуминозный/Тип пустотного пространства: порово-кавернозный. О трещиноватости в породах с пористостью 6 и более %: Считаем что порода(карбонатная) гранулярного типа, при пористости >=6 не накапливает достаточных для растрескивания напряжений (уже достаточно пластичная). А если пористость больше 6% и есть трещины, настоящие раскрытые трещины, а не частично залеченные или представленные цепочками каверн по старым трещинам, то это тектонические трещины разломов, вероятно с большой раскрытостью - большая в нашей практике экзотика. Если же в кавернозном интервале есть микро трещиноватость (например описана в керне) то после 6% роль таких трещин в проводимости/протекании будет иметь подчинённый характер. Хотя в случае с чисто кавернозной породой, когда процесс седиментогенеза закрывает все каверны проводимость/протекание в основном могут обеспечивать именно эти короткие межкаверновые трещины, но этот вопрос требует дополнительных исследований. 2) В условиях которые нам удалось изучать Тимано-Печёрская НГП, карбонаты Пермского края (карбонаты могут быть одновременно: кавернозные и гидрофобные) по указанному комплексу произвести такое разделение не представляется возможным. Если у вас есть на примете решение этого вопроса буду благодарен за подсказку. 3) Мы занимаемся интерпретацией данных ГИС. У нас есть много вопросов и пожеланий к исследователям керна, но в силу господствующей системы управления в нашей стране наше предприятие не в состоянии выступать заказчиком а следовательно и постановщиком задач петрофизикам. 4) Вопрос и пояснения непонятны.
БНЕ_Home: 1) Я не уверен в универсальности 6% (ни эмпирические ни околотеоретические выводы тут не столь однозначны) и в абсолютности вашего способа введения ξ Кроме того я встречал и зоны дробления в поровом коллекторе 2) 3) Вопрос таки и в стоимости Надо понимать сколько стоит ответ который может быть получен 4) Вы считаете что вынос керна не зависит от типа и величины вторичной пористости?
AL_EK_SEI: Вы писали: 1) Я не уверен в универсальности 6% (ни эмпирические ни околотеоретические выводы тут не столь однозначны) и в абсолютности вашего способа введения ξ Кроме того я встречал и зоны дробления в поровом коллекторе 2) 3) Вопрос таки и в стоимости Надо понимать сколько стоит ответ который может быть получен 4) Вы считаете что вынос керна не зависит от типа и величины вторичной пористости? Отвечаю: 1) О граничной пористости: Граничное 6% - устаканившаяся практика в Пермском регионе, устаканивание происходило с помощью НИР в ПермНИПИнефть, и исследований ГИС. В моей практике граничное 6% подтверждалось наблюдениями за образованием глинистой корки, а также расхождений в записях БК и МБК, хотя из за микро и густой макро трещиноватости в ГИДРОФОБНЫХ карбонатах может присутствовать фильтрация (глинистая корка) а абсолютное поведение кривых БК и МБК будет не столь очевидным, это и есть ограничения методики. На практике это ограничение оказалось не непреодолимым. О абсолютности способа: Находим и применяем наиболее простые, и наиболее адекватные реальности закономерности, данный способ оценки степени вторичных преобразований скелета карбонатов с успехом используется нами уже несколько лет на всех карбонатных породах которые нам встречались. Результат воспроизводим и доступен к пониманию. Есть и некоторые другие подтверждения. С момента написания диссертации Князевым с рефератом которой вы знакомы, результаты нашей интерпретации трещиноватости и классификации типа пустот неоднократно нами проверены сопоставлением с независимыми исследованиями: Керна (ПермНИПИнефть, ВерхнеКамТИСИЗ...), ГДК+ОПК, СНГК-Ш, БКС (ВНИИГИС); Sonik Scanner, FMI, Platform Express-HRLA (Schlumberger), MCI (ТНГ). Сопоставления указывают на хорошее совпадение результатов. Особенно интересно становится, когда начинаешь работать с метрологически обеспеченными измерениями. Появляется уверенность в результатах интерпретации без адаптации исходных данных. 2) 3) 4) Конечно зависит, но если каверны остаются меньше первых сантиметров и нет зон дробления (достаточная редкость для нашего региона), то современные системы отбора позволяют извлекать такое. Другое дело такого размера каверны потом исследовать. Для трещиноватых плотных образцов процент выноса почти всегда 100%.
bne: 1) Я не могу понять почему может существовать такая константа при большом разнообразии видов неоднородности вторичной пористости и уровне раскрытости Более того для чисто трещинных сред с более или менее регулярной решеткой IMHO граничное значение и вовсе отсутствует (не ноль же считать границей)
AL_EK_SEI: 1) Граничное 6% для карбонатов Пермского н-г региона установлена для самого простого типа пустотного пространства - гранулярного, уточнить/разработать модели проницаемости под разные виды неоднородности вторичной пористости по данным ГИС и иссл.керна - дело будущего. В условиях точностей измерении при ГИС (а без метрологии - оценок) справедливо: "Нижний предел пористости коллекторов трещиноватых пород равен нулю" (текст автореф.).
bne: Приношу извинения что прочел невнимательно
AL_EK_SEI: Это обсуждение для нас уже Хорошо. Мы тут в вакууме, ни дискуссии, ни оппонентов, хотя результаты наши используют... И пока судя по обсуждению по теме на этом форуме данные вопросы людей волнуют мало.
bne: Немного странно выглядит система уравнений Глинистость вообще отщеплена Вместо компонент - поправки от идеального случая Как-то оно несколько эклектичным смотрится
bne: Рыжков Сейсмоакустические неупругие эффекты при поисках, разведке и мониторинге месторождений нефти и газа Автореферат 2009 http://vak.ed.gov.ru/common/img/uploaded/files/vak/announcements/techn/2009/10-03/RyzhkovVI.pdf
bne: Поразительно, но по конкретному объекту наблюдаю довольно четкую зональность такого изменения (причем не все можно связать с АВПД) или компонентным составом В литературе также выделяют точки "фазового перехода" в районе 100 метров Подозреваю, что речь тут идет о чем-то тесно связанном с завершением уплонения и началом цементации
bne: Забавно, но если пористость в выборке уменьшается за счет увеличения содержания цемента (скажем карбонатного) то даже зависимость типа Wyllie должна перестать работать (превращаясь в квадратичную)
bne: Впервые встретил Идея та же самая что у Пирсона и прочих Надо ввести поправку за глинистость Конкретная форма записи Кп=(C1* ( (DT-С2) * (C3-iГК)^0.5)^0.5 C2 около 180 и С3 около 0.8 - выходит iГК<0.8 Интересно бы и тут в ряд по малым iГК развлечься
Mikhail Markov: Господи, мы живем в 21-м веке. До каких пор можно клепать эмпирические уравнения! Физика развивается, в том числе и петрофизика, а народ все изобретает уравненьица. Все занимаются выбором методов оптимизации (задача, безусловно сложная и нужная), а взять модели из механики композитов ну никак. В результате разработчики программ соревнуются не в том, у кого модели лучше, а в том у кого графики круче.
bne: 1) Оптимизацией лично я уже лет 20 не занимаюсь - слежу немного Мои программы дают 6-8 цифр с приемлемым по мировым уровнем быстродействием 2) Решения из композитов, к сожалению, не всегда помогают, поскольку не все серьезные факторы и не всегда описывают Достаточно IMHO посмотреть графику в большинстве работ из Стэнфорда и Майями чтобы в этом убедиться Часто сильно влияет и пороаспектное отношение и характер расположения неоднородностей и вид и тип цемента и уплотнение и характер контакта зерен породы и многое другое 3) Если я цитирую нечто для памяти - это не означает, что я этим восхищен Гораздо чаще - удивлен и ищу "общий знаменатель"
Mikhail Markov: Да, к сожалению Стенфордская школа деградирует. У них был действительно выдающийся лидер - Нур, но лет ему уже очень много. Интересно, что два его ученика в разное время защитили диссертации на одних и тех же экспериментальных данных Хана. У нас в институте сейчас сотрудник готовит диссертацию по единой акусто - электрической модели для терригенки. Видимо будет, как это зовут на Западе, конфликт нучных интересов, сопровождающийся административной поддержкой, так что в Geophysics соваться нельзя.
bne: К сожалению, известные мне экспериментальные данные по продольным и поперечным волнам в песчано-глинистых отложениях довольно сомнительны в плане реалистичности Что у Han, что у других авторов все довольно далеко от ситуации с реальными отложениями А что касается сред с двойной пористостью то там все еще хуже Кроме того стоит проблема устойчивости (подбор слишком большого числа параметров ее понижает) и однородности
bne: Связь интервального времени с Квс По эмпирическим данным (в пластовых условиях) связь интервального времени с пористостью у меня пристойно дифференцируется с Квс То ли это эффект глинистости (измерений которой нет), то ли вообще отдельная песня
bne: Дифференциальная эффективная среда (я называю непрерывным вложением) по американски http://www.bobseymour.net/
bne: Geophysical Prospecting, 2011, 59, 777–786 doi: 10.1111/j.1365-2478.2011.00956.x Joint elastic-electrical effective medium models of reservoir sandstones Tongcheng Han1§, Angus I. Best1, Lucy M. MacGregor2, Jeremy Sothcott1 and Tim A. Minshull1 1National Oceanography Centre, Southampton, University of Southampton Waterfront Campus, European Way, Southampton, SO14 3ZH, UK, and 2OHM Ltd, The Technology Centre Offshore Technology Park, Claymore Drive, Bridge of Don, Aberdeen, AB23 8GD, UK Received July 2010, revision accepted February 2011 ABSTRACT Improvements in the joint inversion of seismic and marine controlled source electromagnetic data sets will require better constrained models of the joint elastic-electrical properties of reservoir rocks. Various effective medium models were compared to a novel laboratory data set of elastic velocity and electrical resistivity (obtained on 67 reservoir sandstone samples saturated with 35 g/l brine at a differential pressure of 8 MPa) with mixed results. Hence, we developed a new three-phase effective medium model for sandstones with pore-filling clay minerals based on the combined selfconsistent approximation and differential effective medium model. We found that using a critical porosity of 0.5 and an aspect ratio of 1 for all three components, the proposed model gave accurate model predictions of the observed magnitudes of P-wave velocity and electrical resistivity and of the divergent trends of clean and clay-rich sandstones at higher porosities. Using only a few well-constrained input parameters, the new model offers a practical way to predict in situ porosity and clay content in brine saturated sandstones from co-located P-wave velocity and electrical resistivity data sets. Key words: Clean and shaly reservoir sandstones, Effective medium models, Joint elastic-electrical properties.
Mikhail Markov: У нашего аспиранта вышла публикация "Model of sand formations for joint simulation of elastic moduli and electrical conductivity" J. Geophys. Eng. 8 (2011) 568–578, doi:10.1088/1742-2132/8/4/009б авторы A Aquino-L´opez, A Mousatov and M Markov. Кому интересно, могу прислать.
Isajcheva: Интересно, если есть на русском - пришлите. Спасибо !
Mikhail Markov: К сожалению, на русском нет, писал мексиканец, мы только правили текст. Вообще же у английского издательства издательства IOP (Institute of Physics) есть хорошая практика, они выставляют в течение первого месяца с момента публикации on-line статьи в открытом доступе. У нас вышла глава в книге по композитам, она есть в открытом доступе, там написано про петрофизическую инверсию для карбонатов. Правда, тоже на английском. Elena Kazatchenko, Mikhail Markov, Evgeny Pervago and Aleksandr Mousatov (2011). Inversion of Physical Properties for Determining the Microstructure of Natural Composites, Metal, Ceramic and Polymeric Composites for Various Uses, Dr. John Cuppoletti (Ed.), ISBN: 978-953-307-353-8, InTech, Available from: http://www.intechopen.com/books/metal-ceramic-and-polymeric-composites-for-various-uses/inversion-of-physical-properties-for-determining-the-microstructure-of-natural-composites
bne: Пришлось и мне разбираться с хитросплетениями этой публики В частности довольно забавно смотреть как возвращаются к модели Брандта для рыхлых отложений С этим и покойный Е А Козлов возился в 60-е годы Несколько вариантов приходится просчитывать
bne: Дослідження та методи аналізу № 3(20) • 2006 УДК 550.832 : 552.5 ЕКСПЕРТНА ОЦІНКА ОПТИМАЛЬНОСТІ ФІЗИКО-ГЕОЛОГІЧНОЇ МОДЕЛІ ГІРСЬКОЇ ПОРОДИ НА ОСНОВІ ВИКОРИСТАННЯ ШТУЧНИХ НЕЙРОННИХ МЕРЕЖ О.М.Карпенко, С.Ф.Кучер, О.І.Елланський ІФНТУНГ, 76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15, тел. (03422) 42098 e-mail: alexbrig@inbox. ru Карпатське управління геофізичних робіт В статье показан существенный прирост точности в уравнении для оценки интервального времени за счет учета глинистстоти< карбонатности и параметра пористости При этом немного больший при использовании технологии NN Применение других типов введения параметров (скажем логарифма параметра пористости не рассматривается) На статью на украинском набрел случайно - по ссылкам в Google из своего профиля Библиография из статьи 1. Еникеев Б.Н. Петрофизика и интерпре- тация каротажа как составная часть интегриро- ванной интерпретации: некоторые проблемы и перспективы // Геофизика. – 1998. – № 1. – С. 84 – 95. 2. Диева Э.В., Фоменко В.Г., Пантюхин В.А. Интерпретационные модели для опреде- ления водонасыщенности песчано-глинистых пород по данным ГИС (на примере Западной Сибири) // Обзор ВИЭМС. Сер.: Разведочная геофизика. – М.: ВИЭМС, 1988. – 50 с. 3. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Исполь- зование многомерных связей в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1991. – 205 с. 4. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промыс- ловой геофизики. – М.: Недра, 1978. – 215 с. 5. Курганский В.Н. Петрофизические и геофизические методы изучения сложнопостро- енных карбонатных коллекторов нефти и газа. – К.: КГУ, 1999. – 167 с. 6. Willie M.R., Gregory A.R., Gardner L.W. Velocity Logging Method // Geophysics. – 1956. – Vol. 21. – №1. – P. 41-70. 7. Ищенко В.И. О возможностях комплек-сного использования акустических и нейтрон-ных параметров по данным каротажа при оцен-ке литологического типа пород // Ядерно-гео-физические и геоакустические методы поисков и разведки полезных ископаемых / Труды ВНИИЯГГ. – М.: ОНТИ ВНИИЯГГ, 1975. – Вып. 21. – С. 25-36. 8. Карпенко А.Н. Интерпретационная мо-дель акустического каротажа (по ΔТ) для пес-чано-алевритовых пород Бильче-Волицкой зо-ны Предкарпатского прогиба // Геофизический журнал. – 2005. – № 4. – Т. 27. – C. 626-635. 9. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. – М.: Недра, 1978. – 320 с. 10. Sarmiento R. Geological Factors Influen-cing Porosity Estimates from Velocity Logs // Bul. AAPG. – 1961. – Vol. 39. – № 1. – P. 29-43. 11. Петкевич Г.И., Вербицкий Т.З. Акусти-ческие исследования горных пород в нефтяных скважинах. – К.: Наукова думка, 1970. – 126 с. 12. Baldwin J.L., Bateman R.M., Wheatley C.L. Application of a neural network to the prob-lem of mineral identification from well logs // The Log Analyst. – 1990. – V.3. – Р. 279-293. 13. Benaouda, B., Wadge G., Whitmarh R.B., Rothwell R.G., MacLeod C. Inferring the lithology of borehole rocks by applying neural network clas-sifiers to downhole logs – an example from the Ocean Drilling Program // Geophysical Journal International. – 1999. – V. 136. – Р. 477-491. 14. using a neural network // AAPG Bulletin. – 1992. – V.76. – Р.731-739. 15. Saggaf M.M., Nebrija Ed.L. Estimation of missing logs by regularized neural networks // AAPG Bulletin. – 2003. – V.87. – № 8. – Р. 1377-1389. 16. Rogers S.J., Chen H.C., Kopaska-Merkel D.C., Fang J.H. Predicting permeability from po-rosity using artificial neural networks // AAPG Bulletin. – 1995. – V.79. – Р. 1786-1797. 17. Kapur L., Lake L., Sepehrnoori K., Herrick D., Kalkomey C. Facies prediction from core and log data using artificial neural network technology // Transactions of the 39th Society of Professional Well Log Analysts Annual Logging Symposium. – 1998. – Р. 11. 18. Saggaf M.M., Nebrija Ed.L. A fuzzy logic approach for the estimation of facies from wire-line logs // AAPG Bulletin. – 2003. – V.87. – № 7. – Р. 1223-1240. 19. Карпенко О.М., Булмасов О.В. Застосу-вання нейрономережевих технологій при інтер-претації даних геофізичних досліджень сверд-ловин // Геоінформатика. – 2005. – №1. – С. 71-79. 20. Нейронные сети. Statistica Neural Net-works. – М.: Горячая линия, Телеком, 2001. – 182 с. 21. Карпенко О.М. Вплив мінерального складу глинистого цементу на похибку визна-чення пористості тонкошаруватих порід при геологічній інтерпретації даних ГДС // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ – вано-Франківськ: ІФНТУНГ. – 2002. – № 4(5). – C. 44-48. ссылка на статью http://library.nung.edu.ua/sites/default/files/articles/304p.pdf
bne: Arabian Journal of Geosciences February 2013 A simple geometric model of sedimentary rock to connect transfer and acoustic properties Gabor Korvin, Klavdia Oleschko, Abdulazeez Abdulraheem Abstract A simple rock model is presented which reproduces the measured hydraulic and electric transport properties of sedimentary rocks and connects these properties with each other, as well as with the acoustic propagation velocities and elastic moduli. The model has four geometric parameters (average coordination number Z of the pores, average pore radius r, average distance between nearest pores d, and average throat radius δ) which can be directly determined from the measured porosity Φ, hydraulic permeability k, and cementation exponent m of the rock via simple analytic expressions. Inversion examples are presented for published sandstone data, and for cores taken from Saudi Arabian, Upper Jurassic and Permian carbonate reservoirs. For sandstone, the inversion works perfectly; for carbonates, the derived rock model shows order-of-magnitude agreement with the structure seen in thin sections. Inverting the equations, we express the transfer properties Φ, k, and m as functions of r, d, δ, and Z. Formulae are derived for the bulk density D b, formation factor F, and P-wave velocity in terms of the proposed geometrical parameters. References (81) Abdassah D, Ershaghi I (1986) Triple-porosity systems for representing naturally fractured reservoirs, SPE Formation Evaluation, April 1986, 113–127 Ahr WA (2008) Geology of carbonate reservoirs. The identification, description, and characterization of hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks. Wiley, Hoboken Akbar NA (1993) Seismic signatures of reservoir transport properties and pore fluid distribution, Ph. D. Thesis, Stanford University, Stanford, CA Akbar N, Mavko G, Nur A, Dvorkin J (1994) Seismic signatures of reservoir properties and pore fluid distribution. Geophysics 59(8):1222–1236 » CrossRef Andrä H, Combaret N, Dvorkin J, Glatt E, Han J, Kabel M, Keehm Y, Krzikalla F, Lee M, Madonna C, Marsh M, Mukerji T, Saenger EH, Sain R, Saxena N, Ricker S, Wiegman A, Zhan X (2012) Digital rock physics benchmarks—Part 1. Imaging and segmentation; Pt. 2. Computing effective properties. Comput Geosci 50:25–32. doi:10.1016/j.cageo.2012.09.005 Archie GE (1942) The electric resistivity log as an aid in determination of some reservoir characteristics. Trans AIME 146:54–62 Arns C, Knackstedt MA, Val Pinczewski W, Martys NS (2004) Virtual permeametry on microtomographic images. J Petrol Sci Eng 45(1–2):41–46 » CrossRef Benson P, Meredith P, Schubnel A (2006) Examining the role of void space fabric in the permeability development of crustal rock with pressure. J Geophys Res 111: Art. No. B12203 Benson A, Schubnel A, Vinciguerra S, Trovato C, Meredith P, Young RP (2006) Modelling the permeability evolution of micro-cracked rocks from elastic wave velocity inversion at elevated hydrostatic pressure. J Geophys Res 111: Art. No. B04202 Bernabe Y, Brace WF, Evans B (1982) Permeability, porosity, and pore geometry of hot-pressed calcite. Mech Mater 1:173–183 » CrossRef Biot MA (1956) Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated porous solid. I. Low frequency range. J Acoust Soc Am 28:168–178 » CrossRef Biswal B, Mauwart C, Hilfer R, Bakke S, Øren PE (1999) Quantitative analysis of experimental and synthetic microstructures for sedimentary rock. Physica A 273:452–475 » CrossRef Biswal B, Øren P-E, Held RJ, Bakke S, Hilfer R (2009) Modeling of multiscale porous media. Image Anal Stereol 28(1):23–34 » CrossRef Boylan AL, Waltham DA, Bosence DWJ, Badenas B, Aurell M (2002) Digital rocks linking forward modeling to carbonate facies. Basin Res 14(3):401–415 » CrossRef Brandt H (1955) A study of the speed of sound in solid granular media. Trans ASME 22:479–486 Carman P (1937) Fluid flow through a granular bed. Trans Inst Chem Eng 15:150–167 Clerke EA (2003) Beyond porosity-permeability relationships—determining pore network parameters for the Ghawar Arab-D using the Thomeer method. Geofrontier (Dhahran, Saudi Arabia) 1(3):12–17 Cole KS, Cole RH (1941) Dispersion and absorption in dielectrics. Part 1. Alternating current fields. J Chem Phys 9:341 » CrossRef Dong H (2007) Micro CT imaging and pore network extraction, Ph. D. Dissertation, Imperial College, London Dong H, Fjeldstad S, Alberts L, Roth S, Bakke S, Øren P-E (2008) Pore network modeling on carbonate: a comparative study of different micro-CT network extraction methods. Soc. Core Anal. Int’l. Symp. UAE, Oct. 29–2 Nov., 2008. Paper SCA2008-31. Doyen PE (1987) Crack geometry of igneous rocks: a maximum entropy inversion of elastic and transport properties. J Geophys Res 92(B8):8169–8181 » CrossRef Duda A, Koza Z, Matyka M (2011) Hydraulic tortuosity in arbitrary porous media flow. Phys Rev E 84:036319 » CrossRef Dvorkin J, Derzhi N, Fang Q, Nur A, Nur B, Grader A, Baldwin C, Tono H, Diaz E (2009) From micro to reservoir scale: permeability from digital experiments. Lead Edge 28:1446 » CrossRef Dvorkin J, Derzhi N, Diaz E, Fang Q (2011) Relevance of computational rock physics. Geophysics 76(5):E141–E153 » CrossRef Fortin J, Schnubnel A, Guéguen Y (2005) Elastic wave velocities and permeability evolution during compaction of Bleuswiller sandstone. Int J Rock Mech Min Sci 42:873–889 » CrossRef Glover PW (2009) What is the cementation exponent? A new interpretation. Lead Edge 28:82–85 » CrossRef Grosse-Kunstleve RW, Brunner GO, Sloane NJA (1996) Algebraic description of coordination sequences and exact topological densities for zeolites. Acta Crystallogr A52:879–889 Guéguen Y, Dienes J (1989) Transport properties of rocks from statistics and percolation. Math Geol 21:1–13 » CrossRef Halawani MA (2000) Stratigraphic column for the phanerozoic rocks of Saudi Arabia, Techn. Rept. BRGM-TR-2000-3, 95 pp Hassanzadeh H, Pooladi-Darvish M (2006) Effects of fracture boundary conditions on matrix-fracture transfer shape factor. Transp Porous Media 64:51–71 » CrossRef Jorgensen DA (1988) Using geophysical logs to estimate porosity, water resistivity, and intrinsic permeability, USGS Water-Supply Paper # 2321, 24 pp Kachanov M (1994) Elastic solids with many cracks and related problems. Adv Appl Mech 30:259–345 » CrossRef Kalam Z, Al Dayyani T, Grader A, Sisk C (2011) Digital rock physics analysis in complex carbonates, World Oil, 232, May 2011 Kayser A, Ziauddin M (2006) A closer look at pore geometry. Oilfield Review, Spring, 2006, 4-14 Keehm Y (2003) Computational rock physics transport properties in porous media and applications. Ph. D. Dissertation, Stanford Kirkpatrick S (1973) Percolation and conduction. Rev Mod Phys 45(4):574–588 » CrossRef Knackstedt M, Arns C, Sheppard A et al (2007) Archie’s exponents in complex lithologies derived from 3D digital core analysis. Annual Logging Symp. of SPWLA, SPWLA Paper UU:1-1C Knackstedt M, Madadi M, Arns Ch, Baechle G, Eberli G, Weger R (2009a) Carbonate petrophysical parameters derived from 3d images. Search & Discovery article #40393, posted March 20, 2009 Knackstedt M, Latham S, Sheppard A, Vaslet T, Arns C (2009b) Digital rock physics: 3D imaging of core material and correlations to acoustic and flow properties. Lead Edge Jan. 2009, 28–33 Korvin G (1984) Shale compaction and statistical physics. Geophys J R Astron Soc 78:35–50 » CrossRef Korvin G (1992a) A percolation model for the permeability of kaolinite-bearing sandstones. Geophys Trans 37(2–3):177–209 Korvin G (1992b) Fractal models in the earth sciences. Elsevier, Amsterdam Kozeny J (1927) Über kapillare Leitung der Wasser in Boden, Sitzungs-Ber. Akad Wiss Wien 136:271–306 Kuster GT, Toksöz MN (1974) Velocity and attenuation of seismic waves in two-phase media. Pt. 1, Theoretical formulations. Geophysics 39(5):587–618 » CrossRef Lamm PK (1997) Solution of ill-posed Volterra equations via variable smoothing Tikhonov regularization. In: Engl EW et al (eds) Inverse problems in geophysical applications. SIAM, 92-108 Lifshitz EM, Pitaevskii LP (1980) Statistical physics, Part 1. Pergamon, New York Lim KT, Aziz K (1995) Matrix-fracture transfer shape factors for dual-porosity simulators. Petrol Sci Eng 13:169–178 » CrossRef Lucia FJ (1998) Carbonate reservoir characterization. Springer, Berlin Mavko G, Mukerji T, Dvorkin J (1998) The rock physics handbook. Tools for seismic analysis in porous media. Cambridge University Press, Cambridge, UK Meyer FO, Price RC, Al-Raimi SM (2000) Stratigraphic and petrophysical characteristics of core Arab-D super-k intervals, Hawiyah area, Ghawar field, Saudi Arabia. GeoArabia 5(3):355–384 Pal M (2012) A unified approach to simulation and upscaling of single-phase flow through vuggy carbonates. Int J Numer Methods Fluids 69:1096–1123 » CrossRef Pelton WH, Ward SH, Halloff PG, Still WR, Nelson PH (1978) Mineral discrimination and removal of inductive coupling with multifrequency induced polarization. Geophysics 43:588–609 » CrossRef Peng S, Hu Q, Dultz S, Zhang M (2012) Using X-ray computed tomography in pore structure characterization for a Berea sandstone: resolution effect. J Hydrol 472–473(23):254–261 » CrossRef Perez-Rozales C (1982) On the relationship between formation resistivity factor and porosity. SPE J (Aug., 1982): 531-536 Pulido H, Samaniego FV, Cinco-Ley H, Rivera J, Guadalupe G (2007) Triple porosity mode—double permeability with transient hydraulic diffusivity in naturally fractured reservoirs, Proceedings of 32nd Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 22–24, 2007, SGP-TR-183 Pulido H, Galicia-Munoz G, Valdés-Pérez AR, Diaz-Garcia F Improve Reserves estimation using interporosity skin in naturally fractured reservoirs. Proceedings of 32nd Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 31–February 2, 2011, SGP-TR-191 Rassenfoss S (2011) Digital rocks out to become a core technology. J Petrol Technol May, 2011, 36–41 Reuss A (1929) Berechnung der Fliessgrenzen von Mischkristallen auf Grund der Plastizitätsbedingung für Einkristalle. Z Angew Math Mech 9:49–58 » CrossRef Sayers CM, Kachanov M (1995) Microcrack induced elastic wave anisotropy of brittle rocks. J Geophys Res 100:4149–4156 » CrossRef Schlumberger (1991) Log interpretation principles/applications. Schlumberger Educational Services, Houston, Texas Schubnel A, Guéguen Y (2003) Dispersion and anisotropy in cracked rocks. J Geophys Res 108:2001. doi:10.1029/2002JB001824 » CrossRef Sok RM, Knackstedt MA, Sheppard AP, Pinczewski WV, Lindquist WB, Venkatarangan A, Paterson L (2002) Direct and stochastic generation of network models from tomographic images; effect of topology on residual saturations. Transp Porous Media 46:345–372 » CrossRef Sok R, Varslot T, Ghous A, Latnam S, Sheppard AP, Knackstedt MA (2009) Pore scale characterization of carbonates at multiple scales: integration of MCT, BSEM and FIBSEM, International Symp. of Soc. Core Anal Sorbie KS, Skauge A (2011) Can network modeling predict two-phase flow functions? International Symp. Soc. Core Anal., Austin, TX, USA, 18–21 Sept., 2011. Paper SCA2011-29 Stenger B, Pham T, Al-Afaleg N, Lawrence P (2003) Tilted original oil/water contact in the Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia. GeoArabia 8(1):9–39 Telford WM, Geldart LP, Sheriff RE (1990) Applied geophysics. Cambridge University Press, Cambridge » CrossRef Thomeer JHM (1960) Introduction of a pore geometrical factor defined by a capillary pressure curve. Petr Trans AIME 219(TN 2057):354–358 Thomeer JHM (1983) Air permeability as a function of three pore-network parameters. J Petr Technol April, pp. 809-814 Touati M, Suicmez S, Funk J, Cinar Y, Knacksted M (2009) Pore network modeling of Saudi Aramco rocks: a comparative study. SPE Saudi Arabia Section Techn. Symp., 9–11 May, 2009, Al Khobar, SA Turcotte DL, Schubert G (1982) Geodynamics, applications of continuum physics to geological problems. Wiley, New York Walsh JB, Brace WF (1984) The effect of pressure on porosity and the transport property of rock. J Geophys Res 89B(11):9425–9431 » CrossRef Walton K (1987) The effective moduli of a random packing of spheres. J Mech Phys Solids 35:213–226 » CrossRef Warren JE, Root PJ (1963) The behavior of naturally fractured reservoirs. SPE J 426:245–255 Widjajakusuma J, Biswal B, Hilfer R (1999) Quantitative prediction of effective material properties of heterogeneous media. Comput Mater Sci 16(70) Worthington PF (1993) The uses and abuses of the Archie equations, 1: the formation factor-porosity relationship. J Appl Geophys 30(3):215–228 » CrossRef Worthington PF (2011) The petrophysics of problematic reservoirs. J Petrol Technol December 2011, 88–97 Wyllie MRJ, Gregory AR, Gardner GHF (1956) Elastic wave velocities in heterogeneous and porous media. Geophysics 21:41–70 » CrossRef Wyllie MRJ, Gregory AR, Gardner GHF (1958) An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media. Geophysics 23:459–493 » CrossRef Yonezawa F, Cohen MH (1983) Granular effective medium approximation. J Appl Phys 54:2895–2899 » CrossRef Zhang X, Knackstedt MA (1995) Direct simulation of electrical and hydraulic tortuosity in porous solids. Geophys Res Lett 22(17):2333–2336 » CrossRef Zimmerman RW (1991) Compressibility of sandstones. Elsevier, Amsterdam
БНЕ_Тюмень: Cейсмики TNK-BP выделяют в Оренбурге литотипы по Vp/Vs - Доклад на ТЮМЕНЬ-2013 Речь идет об использоввании АКШ, притом интервалы с плохим стволом исключаются На мой вкус и странно (таки речь идет и о карбонатах со сложной структурой порового пространства) и о диапазоне глубин 1900-4000м Объективных критериев разделения нет
bne: Аннотация с семинара ИФЗ от 27 марта (я был в Тюмени) Замещение флюида, частотно-зависимая анизотропия и затухание в пористых трещиноватых резервуарах. Автор : Профессор Борис Гуревич Университет им. Дж. Кёртина, г. Перт, Западная Австралия Одним из основных вопросов при описании трещиноватых резервуаров является возможность предсказать эффект, оказываемый тем или иным флюидом на сейсмические характеристики. Фоновая пористость (пористость вмещающей среды) может существенно повлиять на упругие свойства трещиноватых пород. Это влияние изучается с помощью модели трещин как линейно вытянутых поверхностей в однородном поровом вмещающем пространстве. Такая среда представляет собой особый случай трансверсально-изотропной (TI) поровой среды и может быть описана уравнениями теории анизотропной пороупругости. Анализ, основанный на этих уравнениях, дает явные аналитические выражения для низкочастотных упругих постоянных и анизотропных параметров трещиноватой пористой среды, заполненной данным флюидом. Пять упругих постоянных результирующей трансверсально-изотропной среды получаются как функции свойств сухой (изотропной) пористой вмещающей среды, трещиноватых свойств (норальная и сдвиговая добавочная податливость), и объемных упругих модулей флюида. Эти выражения справедливы в низкочастотном приближении, где существует равновесие по полному флюидному давлению между порами и трещинами. На высоких частотах диффузия флюидов приводит к зависимости от частоты как скоростей упругих волн, так и анизотропии насыщенной поровой среды с упорядоченными трещинами. Частотно- зависимая анизотропия, дисперсия и затухание исследуются с использованием двух теоретических моделей трещин: (1) периодического набора параллельных тонких высокопористых слоев в поровом вмещающем пространстве, и (2) случайном наборе уподрядоченных округлых трещин, опять же, в поровом пространстве. Модель (1) также распространяется на случай, когда трещины и поры заполнены различными флюидами.
bne: НОЦ «Нефтегазовый центр МГУ» совместно с Институтом физики земли РАН им. О.Ю.Шмидта приглашают Вас принять участие в Научном докладе: Предварительная защита диссертации на соискание учёной степени доктора физико-математических наук. «Междисциплинарный подход к прогнозированию макроскопических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов углеводородов». Докладчик: Баюк Ирина Олеговна Института физики Земли им. О. Ю. Шмидта РАН Уважаемые коллеги! Научный доклад состоится 18 апреля 2013 года в конференц-зале Института физики земли РАН. Участие бесплатное. Заявки просим направить Несмеяновой Екатерине на адрес nk@oilgascenter.ru. В заявке просьба указать: ФИО, организация, должность, контактный телефон и адрес электронной почты. Для прохода в здание ИФЗ РАН необходимо заказать пропуск. Просим Вас зарегистрироваться для участия в семинаре до 17.04.12 г. 12-00. Расписание мероприятия: 17.30-18.00 Регистрация участников; 18.00-19.00 Доклад. Место проведения: Конференц-зал Института физики Земли РАН. Адрес: г. Москва, ул. Б.Грузинская, д.10, 3 этаж, м. Краснопресненская, Баррикадная Аннотация: Разработан междисциплинарный подход, позволяющий на основе единого внутреннего строения коллектора углеводородов определять его различные физические свойства: упругие, а также транспортные свойства (теплопроводность, электропроводность и гидравлическую проницаемость). Данный подход основан на использовании методов теории эффективных сред (ТЭС), он позволяет учитывать форму неоднородностей, особенности их ориентации в объеме породы и особенности взаимного расположения. При использовании разработанного подхода реальная порода заменяется моделью, отражающей основные черты ее внутреннего строения. Построены модели для коллекторов различных типов. Применимость разработанных моделей для карбонатных коллекторов и сланцев обосновывается путем сравнения теоретического прогноза физических свойств с данными лабораторного и полевого эксперимента. Об авторе лекции Баюк Ирина Олеговна – кандидат физико-математических наук, ведущий научный сотрудник Института физики Земли им. О. Ю. Шмидта РАН. Автор более 80 публикаций в отечественных и зарубежных изданиях по вопросам теоретического моделирования физических свойств горных пород. Соисполнитель многих научно-производственных проектов, выполненных для различных нефтяных компаний. Член SEG, EAGE, SPE, SCA. Контактное лицо: Несмеянова Екатерина, тел.: (+7 495) 765 23 64; Моб.: (+7 926) 562 54 52; e-mail: nk@oilgascenter.ru
bne: Конечно, если по работе ничто не помешает
bne: http://www.petromodel.ru/obshchemoskovskii-seminar/?tx_ttnews%5Btt_news%5D=168&cHash=80bfbf1becd7eb7f199e4eeb7f63fb2b
bne: Некоторые соображения по поводу работы Ирины Олеговны Баюк Был вчера на соответствующем мероприятии в ИФЗ Приехала куча народу (в том числе даже из Тюмени) Суть работы довольно проста Берется одной из известных приближений (я лично выделяю сейчас как минимум семь) и в него вводится полуэмпирическая поправка (своя для каждого типа среды) Применяется это ко всем известным транспортным свойствам (притом без учета частоты в диэлектрике, конвекции в теплопроводности, двойного слоя в электропроводности) и к упругим свойствам Забавно, что даже закон Арчи не приближается - т.е. эта конструкция полностью в воздухе Действительно Первая граница (по Максвеллу) сильно занижена Вторая - запредельна Самомогласование - протвречит опыту (разры в Кп=1/3) Как тут подгонять полуэмпирический параметр ИО Баюк она и сама не задумывалась ранее Да и не подгонишь так просто Некоторая новинка - сделана поправка за счет учета типа сингоний включений (хотя это и было уже у Хижняка в 50-е) Инверсия осуществляется деформированным многогранником Тестирование инверсии Монте-Карло не проводилось ИО делает некие сопоставление диэлектрической проницаемости для стеклянных шариков с парафином (контрастность тут слабенькая, конечно - это не Арчи) Рассуждения о вложении повторяют работы Семенова и мою с Элланским До этого момента все кажется грубой поделкой типа мистификации наивных людей Но дальше странным образом это переходит в попытки более серьезного практического применения В частности к волновому акустическому каротажу И вроде как что-то полезное получается Я просто не в теме Подробнее о семинаре http://petrophysics.borda.ru/?1-9-0-00000008-015
bne: Karel N. Van Dalen - Multi-Component Acoustic Characterization of Porous Media ISBN: 3642348440 180 pages The feasibility to extract porous medium parameters from acoustic recordings is investigated. The thesis gives an excellent discussion of our basic understanding of different wavemodes, using a full-waveform and multi-component approach. Focus lies on the dependency on porosity and permeability where especially the latter is difficult to estimate. In this thesis, this sensitivity is shown for interface and reflected wavemodes. For each of the pseudo-Rayleigh and pseudo-Stoneley interface waves, unique estimates for permeability and porosity can be obtained when impedance and attenuation are combined. The pseudo-Stoneley wave is most sensitive to permeability: both the impedance and the attenuation are controlled by the fluid flow. Also from reflected wavemodes unique estimates for permeability and porosity can be obtained when the reflection coefficients of different reflected modes are combined. In this case, the sensitivity to permeability is caused by subsurface heterogeneities generating mesoscopic fluid flow at seismic frequencies. The results of this thesis suggest that estimation of in-situ permeability is feasible, provided detection is carried out with multi-component measurements. The results largely affect geotechnical and reservoir engineering practices.
viking23: Интересно, а какие у вас механические свойства пород рассматриваются?
bne: Оценки упругих модулей и характеристик начала разрушения при нагрузке В принципе это не моя область, но приходится пытаться следить
bne: ГОЛИКОВ НИКИТА АЛЕКСАНДРОВИЧ ИЗМЕНЕНИЕ СПЕКТРОВ ЗАТУХАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ ВОЛН В ПЕСЧАНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СТЕПЕНЯХ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННОСТИ И МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПРОНИЦАЕМОСТИ 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук НОВОСИБИРСК 2013 https://www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=5&cad=rja&ved=0CE4QFjAE&url=http%3A%2F%2Fvak2.ed.gov.ru%2FidcUploadAutoref%2FrenderFile%2F145198&ei=dVSxUpCjM-PL4ATj4oHgDA&usg=AFQjCNEzkFgaKHGpvFRUUKeU7bCvfBo-cw&sig2=fRicuvbuP9l-pAjb2ligLA
bne: размещена по по ссылке посетителем сайта http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000072-000 Рассматривается тема соотношений для песчано-глинистого и карбонатного разреза в стиле публикаций школы Дворкина На публикации по той же теме совместно с Баюк ссылка на Технологию сейсморазведки отсутствует
Mikhail Markov: Хорошо, что человек знает умные слова, все больше народу в России читало Мявку с Дворкиным. Жалко, что нас не цитируют и, вероятно, не читают. Я послал шефу молодого человека штук 10 наших работ. Не знаю, ответит или нет. Не складываются у меня отношения с керосинкой. С ИФЗ существенно проще, временами даже с МГУ. Недавно отыгрался на вышеупомянутых из Станфорда, был у них рецензентом. Написал, что статья нуждается в серьезной переработке, т.к. не содержит научной новизны. Правда, боюсь не оценят.
БНЕ_Home: Рыжов вроде толковый человек, но для него RockPhysics не основное в его деятельности Ссылки на "классиков" многие считают просто правилами игры Вдобавок многое передирается из их книг Мало у кого есть желание, время, силы разбираться всерьез Да и навар сомнительный от выбивания из общего ряда А диспут? Аронов пытался выяснить отношения с Матероном Аронов забыт, а Матерон - классик жанра
bne: "Моделирование упругих свойств пород с учетом литологического состава и типа заполняющего флюида (на примере месторождений Урненско-Усановской зоны)". размещена по ссылке данной одним из посетителей данного форума http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000073-000 Посмотрел шапочно, но пара слов с позиций петрофизики и системного подхода к ее применению составили впечатление Автор использует PowerLog и известные (возможно зашитые в софте Дворкина и перенесенные в PowerLog) петрофизические модели для оценки упругих свойств и типа насыщения Переход к компонентному составу осуществляется из плотностного, нейтронного, гамма-каротажа по линейным моделям Детали учета флюидонасыщения не прорисованы) Изменчивость своиств глин и иных компонент кроме кварца, глин и известняка не изучена Структурные свойства модели для разреза предполагаются неизменными и заданными Хорошо что работа выполнена Она IMHO задает определенную планку
bne: http://worldwidescience.org/topicpages/a/acid+brittleness.html
БНЕ_Home: Seismic Exploration of Hydrocarbons in Heterogeneous Reservoirs New Theories, Methods and Applications 2015 Chapter 8 Rock Physics Models and Quantitative Seismic Prediction of Heterogeneous Gas Reservoirs – A Case Study in Metejan Area of Amu Darya Basin Jing Ba1 , Hao Yu2 , Jinsong Li2 , Xinfei Yan2 , Xingyang Zhang2 , Xinzhen He3 1 Department of Earth and Atmospheric Sciences, University of Houston, Houston, Texas, US; 2 Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing, China; 3 Amu Darya Petroleum Company Ltd., CNPC, Beijing, China
БНЕ_Home: Forced imbibition into a limestone: measuring P-wave velocity and water saturation dependence on injection rate GEOPHYSICAL PROSPECTING Volume 62, Issue 5, September 2014, Pages: 1126–1142, Sofia Lopes, Maxim Lebedev, Tobias M. Müller, Michael B. Clennell and Boris Gurevich Article first published online : 2 APR 2014, DOI: 10.1111/1365-2478.12111
bne: Prediction of sonic velocities in shale from porosity and clay fraction obtained from logs — A North Sea well case study Marina Pervukhina, Pavel Golodoniuc, Boris Gurevich, Michael B. Clennell, Dave N. Dewhurst, and Hege M. Nordgеrd-Bolеs ABSTRACT Prediction of sonic velocities in shales from well logs is important for seismic to log ties if the sonic log is absent for a shaly section, for pore pressure anomaly detection, and for data quality control. An anisotropic differential effective medium (DEM) was used to simulate elastic properties of shales from elastic properties and volume fractions of silt and wet clay (a hypothetical composite material that includes all clay minerals and water). Anisotropic elastic coefficients of the wet clay were assumed as a first-order approximation to be linearly dependent on wet clay porosity (WCP). Here, by WCP we mean a ratio of a pore volume occupied by water to a total volume of the wet clay. Effects of silt inclusions on elastic coefficients of shales were taken into account by using the anisotropic differential effective medium model. Silt inclusions were modeled as spherical quartz particles. Simulated elastic coefficients of shales were used to calculate compressional and shear velocities, and these were in a good agreement with the sonic velocities observed on a test data set from an offshore Mid-Norway well penetrating a 500-m vertical section of shale. To further study the elastic properties of wet clays, elastic coefficients calculated from compressional and sonic velocities measured in shales were inverted for vertical profiles of wet clay elastic coefficients. Analysis of these coefficients found that in the well considered, the increase in elastic coefficients of shales was controlled by the increase of silt fraction with depth. Elastic coefficients of wet clay found no increase with depth. The inverted elastic moduli of wet clay found much stronger correlation with WCP than do the moduli of shale. This confirmed the hypothesis that silt fraction is one of the key parameters for the modeling of elastic properties of shale.
bne: для скорости по данным измерений (притом для разных давлений) Получаются забавное соотношения на вполне приличных выборках
bne: Application of the power mean to modeling the elastic properties of reservoir rocks Fuyong Yan and De-Hua Han J. Geophys. Eng. 15 ( 2018) 2686–2694 ( 9pp) Abstract The relationship between seismic velocity and porosity is one of the most important research topics in exploration geophysics. A strong correlation, if it exists, can be very useful for quantitative seismic interpretation of direct hydrocarbon indicators. The Voigt and Reuss bounds are often plotted alongside the data for quality control and interpretation. The relative position of the data within the bounds may supply important information regarding the pore shape, stress condition, lithology, and diagenesis of porous rocks. It is found that the Voigt bound and Reuss bound are actually special cases of the weighted power mean, with the power parameters being 1 and −1, respectively. The geometric mean is a special case of the power mean with the power parameter being zero. The power mean is a monotonic function of the power parameter. For the construction of a rock physics template, the region between the Voigt and Reuss bounds can be evenly divided by varying the power parameter between −1 and 1. The power mean can be a very useful tool for modeling the elastic properties of rocks. We have demonstrated the potential applications of the power mean in the studies of velocity-porosity relation, effective media, and pore fluids effect on seismic velocities. Keywords: power mean, effective medium, geometric mean, Voigt bound, Reuss bound ===================== Я про подобный вариант дважды докладывал на EAGE Тенчов про него писал Ссылки я и не ожидал встретить Но подход это таки смотрится упрощенными
bne: Defining the Elastic Properties and the Tensor of the PorePressure Transfer in Rocks Using the Averaging Method S. V. Sheshenina , N. B. Artamonovab , Yu. V. Frolovab , and V. M. Ladyginb Department of Mechanics and Mathematics, Moscow State University, Moscow, Russia Department of Geology, Moscow State University, Moscow, Russia Received March 30, 2015 ISSN 01458752, Moscow University Geology Bulletin, 2015, Vol. 70, No. 4, pp. 354–361. © Allerton Press, Inc., 2015. Original Russian Text © S.V. Sheshenin, N.B. Artamonova, Yu.V. Frolova, V.M. Ladygin, 2015, published in Vestnik Moskovskogo Universiteta. Geologiya, 2015, No. 4, pp. 90–97. ==================== Вот вроде и "междисциплинарный подход" поставлен на его заслуженное место Причем в МГУ! Abstract—A theoretical approach to defining the porepressure elastic modulus and the tensor of the pore pressure transfer on a rock matrix by asymptotic averaging is proposed. The approach is tested on model and real geological specimens by using the finiteelement implementation. The dependence of the defined rock properties on the elastic properties of the porespace structure of a matrix component is analyzed. Keywords: porous rock, asymptotic averaging, tensor of porepressure transfer, effective elastic moduli DOI:
bne: Механика контактных взаимодействий Трудное чтение, но может пригодится кому-то (включая и меня) http://www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o_460
bne: http://rpl.uh.edu/publications.php
bne: Special Issue: Advances in Rock Physics July 2016 Volume 64, Issue 4 Pages 781–1179 Issue Information Original Articles Introduction to the special issue ‘Advances in Rock Physics’ (pages 785–788) Tobias Müller, Angus Best, David Dewhurst and Mark Sams A new laboratory apparatus for the measurement of seismic dispersion under deviatoric stress conditions (pages 789–798) Dawid Szewczyk, Andreas Bauer and Rune M. Holt Laboratory measurements of the effect of fluid saturation on elastic properties of carbonates at seismic frequencies (pages 799–809) Vassily Mikhaltsevitch, Maxim Lebedev and Boris Gurevich Impact of chemical alteration on the poromechanical properties of carbonate rocks (pages 810–827) E. Bemer, M.T. Nguyen, J. Dautriat, M. Adelinet, M. Fleury and S. Youssef Integrated geophysical and hydromechanical assessment for CO2 storage: shallow low permeable reservoir sandstones (pages 828–847) Ismael Falcon-Suarez, Laurence North, Kelvin Amalokwu and Angus Best Analysis of high-resolution X-ray computed tomography images of Bentheim sandstone under elevated confining pressures (pages 848–859) Erik H. Saenger, Maxim Lebedev, David Uribe, Maria Osorno, Stephanie Vialle, Mandy Duda, Stefan Iglauer and Holger Steeb Impact of fines and rock wettability on reservoir formation damage (pages 860–874) Ahmed Al-Yaseri, Hani Al Mukainah, Maxim Lebedev, Ahmed Barifcani and Stefan Iglauer Static and dynamic pressure sensitivity anisotropy of a calcareous shale (pages 875–897) Oliver N. Ong, Douglas R. Schmitt, Randolph S. Kofman and Kristine Haug Creation of synthetic samples for physical modelling of natural shale (pages 898–914) Xinyuan Luan, Bangrang Di, Jianxin Wei, Jianguo Zhao and Xiangyang Li Experimental mechanical compaction of sands and sand–clay mixtures: a study to investigate evolution of rock properties with full control on mineralogy and rock texture (pages 915–941) Mohammad Koochak Zadeh, Nazmul Haque Mondol and Jens Jahren Effects of aligned fractures on the response of velocity and attenuation ratios to water saturation variation: a laboratory study using synthetic sandstones (pages 942–957) Kelvin Amalokwu, Angus I. Best and Mark Chapman Assessing rock brittleness and fracability from radial variation of elastic wave velocities from borehole acoustic logging (pages 958–966) Xiao-Ming Tang, Song Xu, Chun-Xi Zhuang, Yuan-Da Su and Xue-Lian Chen Are changes in time-lapse seismic data due to fluid substitution or rock dissolution? A CO2 sequestration feasibility study at the Pohokura Field, New Zealand (pages 967–986) Cheng Yii Sim and Ludmila Adam Case History: Using time-lapse vertical seismic profiling data to constrain velocity–saturation relations: the Frio brine pilot CO2 injection (pages 987–1000) Mohammed Al Hosni, Eva Caspari, Roman Pevzner, Thomas M. Daley and Boris Gurevich Saturation scale effect on time-lapse seismic signatures (pages 1001–1015) Qiaomu Qi, Tobias M. Müller and Boris Gurevich Analysis of velocity dispersion using full-waveform multichannel sonic logging data: A case study (pages 1016–1029) Langqiu F. Sun, Bernd Milkereit and Nicola Tisato Attenuation modes from Vertical Seismic Profiling and sonic waveform in a carbonate reservoir, Abu Dhabi, United Arab Emirates (pages 1030–1047) F. Bouchaala, M.Y. Ali and J. Matsushima Theoretical derivation of a Brie-like fluid mixing law (pages 1048–1053) Giorgos Papageorgiou, Kelvin Amalokwu and Mark Chapman Velocity-saturation relation in partially saturated rocks: Modelling the effect of injection rate changes (pages 1054–1066) Jiawei Liu, Tobias M. Müller, Qiaomu Qi, Maxim Lebedev and Weitao Sun Frequency dependence of anisotropy in fluid saturated rocks – Part I: aligned cracks case (pages 1067–1084) Olivia Collet and Boris Gurevich Frequency dependence of anisotropy in fluid saturated rocks – Part II: Stress-induced anisotropy case (pages 1085–1097) Olivia Collet and Boris Gurevich Modelling the drained/undrained transition: effect of the measuring method and the boundary conditions (pages 1098–1111) L. Pimienta, J.V.M. Borgomano, J. Fortin and Y. Guéguen A dual-porosity scheme for fluid/solid substitution (pages 1112–1121) Stanislav Glubokovskikh, Boris Gurevich and Nishank Saxena Generalized poroelasticity framework for micro-inhomogeneous rocks (pages 1122–1134) Tobias M. Müller and Pratap N. Sahay A generalized effective anisotropic poroelastic model for periodically layered media accounting for both Biot's global and interlayer flows (pages 1135–1148) Marco Milani, Leonardo Monachesi, Juan I. Sabbione, J. Germán Rubino and Klaus Holliger Validation of the boundary conditions to model the seismic response of fractures (pages 1149–1165) Robiel Martinez Corredor, Juan E. Santos, Patricia M. Gauzellino and José M. Carcione Numerical upscaling of frequency-dependent P- and S-wave moduli in fractured porous media (pages 1166–1179) Eva Caspari, Marco Milani, J. Germán Rubino, Tobias M. Müller, Beatriz Quintal and Klaus Holliger
bne: ВЛИЯНИЕ РАЗМЕРА И ФОРМЫ ОБРАЗЦОВ КЕРНА НА ДОСТОВЕРНОСТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТНЫХ И УПРУГИХ ХАРАКТЕРИСТИК БАРКОВСКИЙ НИКОЛАЙ НИКОЛАЕВИЧНаписать письмо автору1, АМИРОВ АЛЕКСЕЙ МАРАТОВИЧНаписать письмо автору1, ВАВИЛИН ВИКТОР АЛЕКСЕЕВИЧНаписать письмо автору1 1 Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми, 614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29 Тип: статья в журнале - научная статья Язык: русский Номер: 12 Год: 2018 Страницы: 34-38 DOI: 10.30713/0207-2351-2018-12-34-38 УДК: 622.276.031:550.822.3 ЖУРНАЛ: НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО Издательство: Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (Москва) ISSN: 0207-2351 КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГОРНЫЕ ПОРОДЫ, ОБРАЗЦЫ КЕРНА, ДЕФОРМАЦИЯ, ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, МОДУЛЬ ЮНГА, КОЭФФИЦИЕНТ ПУАССОНА, ЭЛЕМЕНТАРНЫЙ ПРЕДСТАВИТЕЛЬНЫЙ ОБЪЁМ, ПОЛНОРАЗМЕРНЫЙ КЕРН, МАСШТАБНЫЙ ЭФФЕКТ, ЭФФЕКТ ФОРМЫ, ПРЕДЕЛ ПРОЧНОСТИ НА ОДНООСНОЕ СЖАТИЕ, БРАЗИЛЬСКИЙ ТЕСТ, CORE SAMPLES, DEFORMATION, STRENGTH CHARACTERISTICS, YOUNG´S MODULUS, POISSON´S RATIO, ELEMENTARY REPRESENTATIVE VOLUME (ERV), FULL SIZE CORE, SCALE EFFECT, SHAPE EFFECT, UNIAXIAL COMPRESSIVE STRENGTH (UCS), BRAZILIAN TENSILE STRENGHT (BTS), ROCKS АННОТАЦИЯ: В данной статье авторами рассмотрены теоретические и практические аспекты влияния размера и формы образцов горных пород на их прочностные характеристики и упругие модули. На основании материалов отечественных и зарубежных работ представлен краткий обзор литературы по данной теме. Показана необходимость определения минимального элементарного представительного объёма, выбора размера и формы исследуемых образцов для получения по ним достоверной информации о свойствах породы.
B_N_E_8: Acoustic and Vibrational Enhanced Oil Recovery Author(s): Kazem Majid Sadeghi, Oleg Leonidovich Kuznetsov, George V. Chilingar
полная версия страницы