В’язкість природного розчину в межах гідродинамічної пастки рециркуляційного типу

• Veröffentlicht in: Геоінформатика
• Datum: 2012
• Hauptverfasser: Хтема, А.В., Хтема, В.М.
• Format: Artikel
• Sprache: Ukrainian
• Veröffentlicht: Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України 2012
• Schlagworte: Теорія та практика оптимізації освоєння природних ресурсів
• Online Zugang: https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96489
• Назва журналу: Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
• Zitieren: В’язкість природного розчину в межах гідродинамічної пастки рециркуляційного типу / А.В. Хтема, В.М. Хтема // Геоінформатика. — 2012. — № 4. — С. 36-45. — Бібліогр.: 13 назв. — укр.

Висвітлено невідому раніше геоінформацію, що отримана за допомогою геологічної інтерпретації каротажних діаграм. З використанням інтегральних фізико-математичних моделей у межах окремих інтервалів водонафтогазоносної осадової товщі визначено характер флуктуацій значень динамічної та кінематичної в’язкостей природного розчину. Наведені відомості можна застосовувати для кількісної оцінки та графічної візуалізації змін у швидкості та траєкторії руху природного розчину, локалізації аномалій типу “поклад” і виявлення скупчень вуглеводнів. Освещена неизвестная ранее геоинформация, полученная с помощью геологической интерпретации каротажных диаграмм. При использовании интегральных физико-математических моделей в пределах отдельных интервалов водонефтегазоносной осадочной толщи определен характер флуктуаций значений динамической и кинематической вязкостей природного раствора. Представленные сведения можно использовать для количественной оценки и графической визуализации изменений в скорости и траектории движения природного раствора, локализации аномалий типа “залежь” и выявления скоплений углеводородов. Described in this article is a previously unknown geo-information obtained by geological interpretation of well logs. The nature of fluctuation values of the dynamic and kinematic viscosities of the natural fluid was defined with the usage of integrated physical and mathematical models within individual intervals of water-oil-gas sedimentary strata. This information can be used for quantitative assessment and graphical visualization of changes in speed and trajectory of the natural solution, the localization of deposit-type anomaly (DTA) and the identification of hydrocarbon accumulations.