This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
Freelance translator and/or interpreter, Verified site user
Data security
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Affiliations
This person is not affiliated with any business or Blue Board record at ProZ.com.
Services
Translation, Interpreting, Editing/proofreading, Transcription, Training
Russian to English: 2:1. Они сделали это! General field: Other Detailed field: Journalism
Source text - Russian 2:1. Они сделали это!
Англия побеждена, теперь наш путь в Европу лежит через Израиль
Невероятно! Бесподобно!! Фантастика!!! То, о чем еще недавно можно было только мечтать, случилось: англичане - родоначальники футбола - повержены в "Лужниках"! Причем так, как это под силу только нам. Лучшие сценаристы не могли бы придумать более захватывающего сценария. Стартовая эйфория и быстрый гол Руни, который моментально охладил весь наш пыл. Разочарование, досада, злость... И - откуда что взялось?! - яростный штурм после перерыва, который принес два мяча в ворота Робинсона. Вот он знаменитый русский характер! Не зря же говорят: нам чем хуже - тем лучше...
Сегодня можно воспевать нападающего Романа Павлюченко, вышедшего на замену во втором тайме и своим "дублем" принесшего нам победу. Можно - тренера Хиддинка, который прочувствовал эту счастливую замену и сделал ее. Но, видит Бог, выделять кого-то конкретно не хочется. Потому что эта победа принадлежит всей сборной. И всей стране.
...Новость, которую раструбили по Би-би-си поздно вечером во вторник, все-таки оказалась не "уткой". Несгибаемый капитан гостей Джон Терри, прилетевший в Москву с трещиной в скуле и больным коленом, рассчитывал сыграть в "Лужниках". Но на исходе последней тренировки сустав его все-таки подвел. "Джон в ауте: колено слишком болит. Его даже в запасе не будет", - рассказал корреспонденту "Известий" радиожурналист по имени Гаррет. Вместо Терри тренерский штаб гостей выставил в центр обороны Сола Кэмпбелла. В остальном стартовый состав англичан совпал с тем, что был опубликован в "Известиях" в среду.
Российский вариант отличался от нашей версии тоже только в одной позиции. Хиддинк решил обойтись без таранного форварда и предпочел Погребняку мало играющего в "Севилье" Кержакова. В главном же голландец себе не изменил. Даже после фиаско в Лондоне он вновь предпочел схему с тремя защитниками. Да и как могло быть иначе, если нашу команду устраивала только победа?
Translation - English 2:1.They did it!
We beat England, now our way to Europe lies through Israel
Unbelievable! Excellent! Fantastic! The thing one could only dream of has just happened, the English - football founders – are defeated at the Luzhniki Stadium, in a way that only Russians can do! The best script writers wouldn’t think of a more exciting plot. The initial elation followed by Rooney’s volley dampened our spirits, leaving the team frustrated, disappointed and angry... But as if from nowhere a furious attack came after the interval forcing Robinson to concede twice. That’s the way the Russian spirit works – for us the worse is the better.
Today one could praise our forward, Roman Pavlyuchenko, a substitute in the second half who led the team to the victory by his “double” shots. One could also pay tribute to the manager, Guus Hiddink, who sensed the fortune of this substitution and therefore did it. However, we wouldn’t like to single anybody out, because this victory belongs to the whole team as well as to the whole country.
The news which immediately spread on the BBC late Tuesday night didn’t prove to be a hoax. The resolute captain of the visiting team, John Terry, arrived in Moscow with a crack in his cheek bone and an injured knee still determined to play at the Luzhniki Stadium. But by the end of the third training session his joint let him down all the same. ‘John is out: his knee still hurts. He’s not even fit for a reserve’, a radio journalist Harret told the paper. Instead the coaching staff put Sol Campbell in the centre of the defence. Apart from that the initial team list corresponded to the one from our Wednesday issue.
As for the Russian list of players there was also just one alteration. Hiddink decided to go without our strong forward and preferred Sevilia’s Kirzhakov to Pogrebnyak. But in general, the Dutchman didn’t change his ways. Even after the London fiasco he still chose to stick to the three-defender scheme. Well how else could it have been anyway if it was a victory alone that our team aimed at?
English to Russian: Downhole imaging complements directional drilling technology to reduce drilling risk and uncertainty General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Downhole imaging complements directional drilling technology to reduce drilling risk and uncertainty
PathFinder® one of the recent additions to the Smith portfolio, provides technically sophisticated services in the areas of logging-while-drilling (LWD), measurement-while-drilling (MWD), and directional drilling including its innovative rotary steerable systems (RSS) and downhole positive displacement motors (PDMs). PathFinder® one of the recent additions to the Smith portfolio, provides technically sophisticated services in the areas of logging-while-drilling (LWD), measurement-while-drilling (MWD), and directional drilling including its innovative rotary steerable systems (RSS) and downhole positive displacement motors (PDMs). PathFinder's name is most appropriate since it is one of only a few companies in the industry with the sophisticated technology to offer a full line of LWD/MWD and directional drilling products and services that help provide the most efficient and cost effective path to the operator's geological objectives. By providing real-time downhole data that not only indicates the possible presence of hydrocarbons but also assists in improving drilling performance to reach those hydrocarbons, PathFinder can reduce customer risk and cost while maximizing prospects. According to Spears and Associates, a leading oilfield consulting business, over the past five years, PathFinder has been the fastest growing full-service directional services/MWD/LWD company, with a compound annual growth rate of 37%.
LWD technology utilizes real-time formation information to assist real time decision-making on altering the wellbore path to an optimum position in the formation that provides enhanced production of oil or natural gas. PathFinder's MWD products and services utilize downhole tools to precisely locate and direct the drilling assembly to the target.
PathFinder offers the industry a unique and innovative rotary steerable system that can be operated in a point-the-bit or push-the-bit mode, unlike other systems that are either one or the other. PathFinder's versatile RSS enables operators to use the best mode for the application. This versatility is ideally matched with Smith's directionally certified IDEAS PDC bits, which are designed to be suitable for use on both types of RSS rather than other PDC manufacturers' bits, which are designed and built for one particular RSS.
The company also supplies downhole drilling motors that incorporate Dyna-Drill power sections for consistent power output and maximum durability. The motors are designed to operate across a full range of speeds and torque levels and to withstand severe environmental conditions such as high temperatures, hard rock and abrasive drilling fluids.
All of the products and tools can be combined to produce the most efficient tool string required for a particular application. The directional products and services can accurately drill deviated, horizontal and extended reach wells. In fact, directional products and services can also be used to ensure a quality vertical wellbore in applications where there is a natural tendency for a BHA to deviate.
Translation - Russian Построение изображения скважин дополняет технологию наклонно-направленного бурения, снижая риск и неопределенность во время бурения
PathFinder® - одна из последних новинок семейства Smith. Этот прибор оказыает высокотехнологичные услуги в области каротажа в процессе бурения (КПБ), измерения в процессе бурения (ИПБ), а также наклонно-направленного бурения с применением передовых роторных управляемых систем (РУС) и забойных двигателей (PDMs). Название прибора PathFinder («следопыт») говорит само за себя, ведь данный производитель один из немногих в отрасли предлагает полный набор товаров и услуг по КПБ/ИПБ и по наклонно-направленному бурению. В результате, геологиеские цели заказчика достигаются с минимальными техническими и финансовыми потерями. За счет передачи данных каротажа в режиме реального времени можно не только определить присутствие углеводородов, но и оптимизировать бурение по их достижению. Таким образом, PathFinder увеличивает дебит скважины при минимальных рисках и тратах со стороны клиента. По данным Spears and Associates, ведущей консалтинговой компании нефтегазового сектора, за последние пять лет PathFinder проявил себя как наиболее быстро развивающаяся компания, предлагающая полный спектр услуг в области наклонно-направленного бурения, КПБ и ИПБ c совокупным годовым темпом роста в 37%.
На основе данных о породе в режиме реального времени, технология КПБ позволяет ускорить процесс принятия решений по изменению трассы ствола скважины в породе. В результате увеличивается добыча нефти или природного газа. В системах КПБ компании PathFinder применяются скважинные инструменты для наиболее точного расположения и направления бурильной установки к объекту.
PathFinder предлагает нефтегазовой отрасли уникальную и передовую роторную управляемую систему, работающую в режимах изменения позиционирования долота (push-the-bit) и в режиме выдвижения отклоняющих опор (push-to-the-bit), в отличие от других систем, предлагающих лишь одно из двух. Многоцелевая РУС PathFinder позволяет компаниям работать в наиболее подходящем режиме на определенном объекте. Подобная эксплуатационная гибкость идеально сочетается с интегрированной инженерно-аналитической системой (IDEAS) по бурильным долотам компании Smith. Данные долота разработаны специально для обоих типов РУС, в отличие от буровых долот других производителей, которые предназначаются и изготавливаются специально для определенного вида РУС.
Компания также осуществляет поставки буровых двигателей со встроенными cиловыми секциями Dyna-Drill, обеспечивающими бесперебойную подачу энергии и максимальную износостойкость. Эти двигатели предназначены для работ на всех скоростных режимах с различным крутящим моментом и в суровых окружающих условиях, таких как высокие температуры, твердая порода и абразивные буровые растворы.
Все оборудование и интсрументы полностью совместимы, что дает возможность построения наиболее оптимального набора инструментов, необходимого на опредленном объекте. С помощью обородувания для наклонно-направленного бурения можно добиться точности при прохождении искривленных и горизонтальных скважин, а также скважин с увеличенным отклонением от оси. Кроме того, приборы и услуги по наклонно-направленному бурению могут также применяться в целях контроля качества на вертикальных скважинах на объектах с естесственнй тенденцией КБНК (компоновки низа бурильной колонны) к искривлению.
Russian to English: Последовательность работ при моделировании трещинноватости General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Последовательность работ при моделировании трещинноватости
В одном случае мы можем иметь дело с месторождением на стадии проведения геолого-разведочных работ или на ранней стадии оценочного бурения, когда данные о трещиноватости по пробуренным скважинам отсутствуют или их накоплено очень мало. Обычно в таких случаях стоит задача выбрать точки заложения новых скважин, которые позволят выявить и подтвердить перспективные участки с наилучшими коллекторскими свойствами. Для трещиноватого пласта это будут участки с наибольшей плотностью трещин. В таком случае лучше всего применить метод алгоритма непрерывного моделирования сети трещин CFN, который позволяет построить пространственное распределение интенсивности трещин (число трещин на объем породы) при отсутствии детальной информации об индивидуальных свойствах трещин.
В другом случае, на более позднем этапе оценочного бурения или разработки, пласт может быть уже лучше изучен, и уже имеется подробная информация о трещиноватости по данным микросканирования (FMI/FMS), акустического сканирования (SonicScanner), широкополосного и многокомпонентного акустического каротажа и другим современным методам ГИС, а также по промысловым данным, результатам гидропрослушивания и т. д. Эти данные позволяют определить направление, угол наклона, открытость и протяженность отдельных трещин. В то же время современные методы съемки, обработки и интерпретации трехмерной и особенно трехкомпонентной сейсморазведки позволяют получать информацию об изменении свойств всей системы трещин в межскважинном пространстве. Эта информация базируется на анизотропии распространения акустических волн в среде и на анализе атрибутов, чувствительных к изменению акустического импеданса и других свойств среды, связанных с зонами развития трещиноватости.
В подобном случае целесообразно применить более сложный и более точный метод моделирования распределения трещин как объектов, называемый DFN. Этот метод позволяет прогнозировать полный комплекс параметров трещиноватости и использовать их в дальнейшем при перемасштабировании модели трещинной пористости, проницаемости и сигма-фактора для гидродинамического моделирования.
На настоящее время в России применяется в основном первый вариант, поскольку даже на месторождениях, находящихся в разработке, количество и качество информации по трещиноватости является очень скудным. Однако в большинстве случаев в распоряжении геологоразведчиков есть скважинные данные БКЗ, поскольку этот метод каротажа успешно применялся еще в советское время. По данным БКЗ можно получить индикаторы интенсивности трещин, используя специальную запатентованную методику, разработанную Н. Заляевым. Методика Заляева основана на измерении и специальной интерпретации разницы между вертикальным и общим удельным электрическим сопротивлением в зоне проникновения на разных зондах. Она хорошо себя зарекомендовала для выявления вертикальных и субвертикальных трещин, заполненных нефтью. При наличии хотя бы одного измерения FMI, данные интерпретации БКЗ можно откалибровать по FMI для получения более точного результата в других скважинах.
Геологическое моделирование и моделирование трещиноватости проводится в программном комплексе Petrel. Процесс моделирования трещиноватости в любом из вариантов (дискретном или непрерывном) начинается с построения структурного каркаса и выделения тектонических нарушений. Крайне важным является палеотектонический анализ, в результате которого должно сложиться представление о тектонических движениях в регионе и на месторождении и, соответственно, о распределении и направлении тектонического стресса, который напрямую влияет на процесс трещинообразования. Изучение геомеханических свойств и анизотропии пластов добавляет ценную информацию о способности пород к трещинообразованию и позволяет судить о направлении и свойствах систем трещин.
Если по скважинным данным мы получаем подробную информацию по разрезу в нескольких точках на карте, то трехмерная сейсморазведка позволяет распространить эти данные по всему объему модели. При построении упрощенных моделей, например моделировании плотности трещин по методу CFN, обычно бывает достаточно рассчитать несколько специальных сейсмических атрибутов в Petrel, таких как Ant Tracking, кривизна поверхности и расстояние до разломов, результаты акустической инверсии и несколько других. При построении более сложных моделей, когда важно учитывать ориентацию трещин, необходимо применить упругую инверсию и по мере возможности получить свойства анизотропии среды. Еще лучше, если есть данные по поперечным волнам (как в скважинах, так и по сейсмике). Тогда появляются дополнительные возможности изучения анизотропии.
Для примера можно рассмотреть анализ сейсмических атрибутов и моделирование одного из месторождений Западной Сибири по методу CFN. При построении данной модели мы наряду с атрибутами Petrel и GeoFrame применили одновременную инверсию ISIS и специальную программу для спектрального разложения сигнала.
Целевые объекты месторождения приурочены к трещиноватым отложениям юрского фундамента и осложнены густой системой разломов. К настоящему времени было пробурено шесть разведочных скважин, во всех проведены каротажные исследования исключительно российскими методами, в том числе БКЗ. Нефть нашли только в одной скважине, остальные либо оказались сухими, либо при испытании дали воду. Диаграммы БКЗ были проинтерпретированы по методу Заляева, и была построена кривая интенсивности трещиноватости. Выполнено перемасштабирование построенной кривой плотности трещин до грида модели размерностью 3 метра.
По целевым горизонтам проведена полная структурная интерпретация. В Petrel методом Ant Tracking выявлены разломы. Кроме того, атрибутный анализ и интерпретация проводились также для построения модели литологического состава, однако это выходит за рамки настоящей статьи.
Инверсия акустического импеданса в суммарном разрезе проводилась по стандартному графу программы ISIS и включала определение формы импульса, привязку сейсмики к скважинным данным и построение низкочастотной модели. Полученный куб акустического импеданса рассматривался при моделировании трещиноватости как один из важнейших кубов сейсмических атрибутов.
В Petrel и GeoFrame были выполнены расчеты набора атрибутов и построена корреляционная матрица атрибутов и индикаторов трещиноватости, как выявленных по скважинам, так и в результате геологических, палеотектонических и других исследований.
При моделировании в Petrel методом CFN применяются нейтронные сети. Самым важным этапом в этом процессе является настройка нейронно-сетевой модели. Используются все ранее рассчитанные свойства. В качестве учителя в нейронной сети используются кривые плотности трещин в точках скважин.
В результате использования нейронной сети мы получаем нелинейную комбинацию всех статистически важных свойств — куб непрерывного показателя трещиноватости. Этот комплексный атрибут хорошо коррелируется с кривой плотности трещин по скважинам. Завершающим этапом моделирования непрерывного показателя трещиноватости является стохастическое моделирование этого показателя в тонкослоистой структурной модели. При этом куб непрерывного показателя трещиноватости, полученный по сейсмическим данным, используется как объемный тренд.
Было рассчитано и проанализировано пятьдесят реализаций модели нейронной сети. В результате для построения карт плотности трещин пласта были выбраны три варианта (Р10, Р50, Р90). Для проверки данного алгоритма используются скрытые скважины, т. е. скважины, которые не использовались при расчетах. Проверка по пяти скрытым скважинам показала, что все модели способны прогнозировать наличие или отсутствие трещиноватости, хотя распределение трещин по разрезу было неточным. Это объясняется тем, что толщина трещиноватых интервалов на данном месторождении меньше разрешенности данных сейсморазведки и моделирования. Кроме того, скважинные данные не вполне надежны.
В результате была построена карта интенсивности развития трещин верхней части юрского фундамента. Рекомендованные точки заложения новых скважин на этих месторождениях были приурочены к зонам повышенной трещиноватости (высокой интенсивности трещин). После бурения по нашим рекомендациям в этих скважинах были проведены исследования методом FMI и детальный анализ керна, которые подтвердили сделанный прогноз.
Следующим логическим шагом в этой цепочке будет анализ данных, полученных в новых скважинах (например, определение свойств трещин по данным интерпретации имиджей FMI и анализу керна, динамических характеристик и пр.), и уточнение представлений о механизмах и причинах возникновения трещин. Данные FMI нужно использовать для дальнейшей калибровки данных БКЗ. После этого можно провести уточнение модели методом DFN. Детальная модель DFN даст большой объем информации для масштабирования параметров трещиноватости и дальнейшего гидродинамического моделирования.
Выводы
Представленная методика выполнения работ позволяет создавать прогнозные модели трещиноватых коллекторов, в частности при ограниченном количестве данных, типичном для российских условий, что ранее при применении обычных методик было невозможно. Однако применение современных технологий каротажа и сейсморазведки может значительно повысить качество моделирования трещиноватых коллекторов. При применении методов микоримиждеров (FMI/FMS) и акустического сканирования (SonicScanner), a также трехкомпонетной 3D/3C сейсморазведки появляется возможность количественной оценки трещиноватости и создания трехмерных геологических моделей, которые могут лечь в основу реалистичной гидродинамической модели месторождения. Получаемые таким образом модели дают возможность планировать применение современных методов заканчивания скважин, такие как горизонтальный дренаж и ГРП в коллекторах с природной трещиноватостью. Планирование и более точная проводка горизонтальных скважин на основании таких моделей обеспечит решение проблем низкой продуктивности скважин и раннего прорыва воды. Таким образом, предлагаемая методика обеспечивает значительный экономический эффект при разработке месторождений с двойной пористостью.
Translation - English Workflow of fracture modelling
Sometimes we can deal with an oil field at the geological prospecting stage or at the early stage of appraisal drilling when there is no or insufficient data on fractures in the drilled wells. As a rule in such cases a need arises to choose spots for new wells, which will allow detecting and validating productive sites with the highest flow rate of reservoirs. For a fractured layer these would be areas of the highest fracture density. In this case it is best to use the method of continuous fracture network algorithm (CFN), which allows mapping the spatial arrangement of fracture density (number of fractures per rock unit) without providing detailed information on individual fracture properties.
At a later stage of appraisal drilling or development, the rock may be better studied providing detailed information on fracturing acquired through microscanning (FMI/FMS), acoustic scanning (SonicScanner), wideband and multicomponent acoustic logging, as well as other modern logging techniques, field data, audio measurement data, etc. These data allow defining direction, angle of gradient, openness and length of individual fractures. Additionally, modern methods of survey, processing and interpreting of the 3D and especially three-component seismic data provide information on changes of properties of fracture network in the crosswell space. These data is based on anisotropy of distribution of acoustic waves in the rock and on the analysis of attributes sensitive to changes of the acoustic impedance and other rock properties related to the areas of fracture origin.
In such cases it is reasonable to apply a more complex and more accurate method of discrete fracture network modelling, called DFN. This method of modelling allows predicting a whole range of fracture properties and their future application at rescaling of the pattern of fractured porosity, permeability as well as sigma-factor for hydrodynamic modelling.
To date the first method is mainly applied in Russia, due to the fact that even on oil fields under development volume and quality of data on fracturing is highly insufficient. However as a rule a prospecting team has the well data from lateral sounding, as this type of logging was successfully applied in the Soviet period. This technique allows identifying fracture density by using a special patented method, designed by N. Zalyaev. Zalyaev’s method is based on the measurement and special interpretation of the difference between the vertical and the specific electrical impedance in the area of penetration on different logging sounds. This technique is renowned for its ability to identify vertical and subvertical fractures, filled with oil. One measurement in the FMI format is enough to calibrate the data of lateral sounding in order to deliver a more accurate result in other wells.
Geological modelling and fracture modelling is carried out on the software complex Petrel. The process of fracture modelling in any of its versions (discrete or continuous) begins with generation of the structural frame and tectonic faults projection. Paleotectonic analysis is critical as it describes tectonic migration in the region and within the oil field, thus reflecting the distribution and direction of the tectonic stress, which has a direct impact on fracture formation. The study of geomechanic properties and bed anisotropy adds valuable information about the ability of rocks to form fractures and enables prediction of the direction and properties of fracture networks.
Since the borehole data provides us with the detailed information on the section at several points on the map, it enables distribution of the data via 3D seismic prospecting within the whole volume of the study area. When generating simplified models, for instance, fracture density modelling on the CFN method, as a rule only a number of special seismic attributes in Petrel, such as Ant Tracking, surface curvature and fracture intervals, acoustic inversion data and some other are sufficient. More complex models, where fracture orientation is critical, require the use of elastic inversion and if possible data on properties of the rock anisotropy. It would be even more beneficial to extract data on transverse waves (both from the wells and seismic data). Then the further study of anisotropy becomes possible.
The analysis of seismic attributes and modelling of one of the West Siberian oil fields on the CFN can serve as an example. When building the given model, we used Petrel and GeoFrame attributes alongside the ISIS simultaneous inversion and a special software for the spectral decomposition of the signal.
Target sites of the oil fields are confined to the fractured deposits of the Jurassic basement and are complicated by the dense network of faults. To date six test wells have been drilled and logged using exceptionally Russian methods, including lateral sounding. Oil was found only in one of them, the rest being either dry or, when tested,
After interpretation of the lateral sounding diagrams according to the Zalyaev’s method, the fracture rate curve was created. Then the fracture density curve underwent rescaling into a 3-meter grid model.
A complete structural interpretation was applied on all target horizons. Faults were detected by using the Ant Tracking method on the Petrel application. Additionally, attribute analysis and interpretation were carried out in order to create a model of lithological composition. This however lies beyond the framework of the article.
Inversion of acoustic impedance in the overall cross section was conducted on a standard ISIS graph and included identification of wavelet form, tying of seismic and borehole data and creation of the low-frequency model. The derived cube of acoustic impedance was studied during fracture modelling as one of the key cubes of seismic attributes.
Petrel and GeoFrame applications helped to estimate attribute sets and create correlation matrix of attributes and fracture markers, both detected within the wells and as the result of geologic, paleotectonic and other types of research. When modelling in the Petrel application by the CFN method, neural networks are applied. The key stage of this procedure is the adjustment of the neural-network model. All the properties derived earlier are taken into consideration. The neural networks serve as guidelines of the fracture density curve at the well spots.
Consequently neural networks enable nonlinear combination of all significant statistical properties, i.e. the cube of continuous fracture network index. This complex attribute correlates well with the fracture density curve in the wells. The final stage of continuous fracture modelling index is the stochastic modelling of the index in the thin-layer structure model. Meanwhile the cube of continuous fracture network index, obtained from the seismic data, serves as a 3D trend.
All in all fifty cases of realisation of the neural network model were estimated and analysed. As a result three formats for designing fracture density maps were chosen (P10, P50, P90). In order to verify this algorithm hidden wells are used, i.e. the wells not studied during the evaluation. Testing of the five wells proved that all models can predict fracturing, however the distribution of fractures within the cross section was not accurate. This is explained by the fact, that the thickness of fracture intervals at a given site is less than the seismic and modelling data resolution. In addition, borehole data are not fully reliable.
Consequently a map of fracture development rate in the upper layers of the Jurassic was created. Recommended spots for new wells on these oil fields were confined to the areas of high fracture density. After drilling according to our recommendations research by the FMI method and a detailed core sample log were carried out, which validated the prediction.
The next logical step will be the analysis of the data, obtained on the new wells (for example, detection of fracture properties via the interpretation of FMI images and core sample log, dynamic features etc.), as well as specification of mechanisms and reasons of fracture origins. FMI data should be used for further calibration of the lateral sounding data. This should be followed by the specification of the model via the DFN method. A detailed DFN model can provide a large amount of information for scaling of the fracture properties and for the further hydrodynamic modelling.
Conclusions
This workflow enables the creation of fractured reservoir models, with limited data in particular, which is characteristic of Russia. This was not possible in the past when conventional methods were applied. However, new logging technologies and seismic prospecting can significantly enhance the quality of fractured reservoir modelling. The microimaginary (FMI/FMS) and acoustic scanning (SonicScanner), as well as the three-component 3D/3C seismic prospecting enable a qualitative evaluation of fracturing and creation of the 3D geological models, which can serve as the base for the realistic hydrodynamic model of the oil field. Models obtained in this way give an opportunity to plan the use of modern well completion methods, such as surface drainage and formation fracturing in reservoirs with natural fracturing. Planning and a more accurate horizontal hole making according to these models will help solving the problems of low well recovery and a premature water breakthrough. Thus this approach secures a significant economic effect at the oil fields with double porosity.
More
Less
Experience
Years of experience: 18. Registered at ProZ.com: Nov 2009.
I am native Russian, currently based in the UK, London.
Working as an interpreter/translator is my passion. I thrive under pressure and cope well with stress while maintaining top quality. My strong linguistic background and excellent communication and analytical skills can definitely guarantee it.
After graduating from a university in Russia with distinction in linguistics and teaching methods of foreign languages (English, German) I spent a year in London. As a result I passed my CPE with a "B" grade and successfully completed my internship placement at a busy London company.
Recently I have completed my MA in Conference Interpreting and Translation Studies at the University of Leeds (English, Russian) and soon afterwards joined the ITI and the IoL as an Associate member.
I always try to improve myself and to learn more, be it a foreign language, a new skill or a study area.
Expertise