1) volume sand ratio
体积砂率
2) turbidity sand
浊积砂体
1.
Quantitative study on key control factors for reservoir formation in turbidity sand;
浊积砂体油气成藏主控因素的定量研究
3) turbidite sandstone
浊积砂体
1.
The application of the log constrained inversion description technique for turbidite sandstones in Shinan area.;
测井约束反演技术在史南浊积砂体描述中的应用
4) turbidite sand body
浊积砂体
1.
A study on reservoir characteristics of the turbidite sand body Shasan intermediate member in Niuzhuang sag in Dongying depression;
牛庄洼陷沙三中亚段浊积砂体储集特征研究
2.
Application of the log constrained inversion in predicting the turbidite sand body in Niuzhuang area
测井约束反演在牛庄洼陷浊积砂体预测中的应用
3.
Statistic and regressive analyses have been carried out for petrophysical character and seismic attributes of known turbidite sand body in Es3 of Niuzhuang sub-sag.
对牛庄洼陷沙三段已知浊积砂体的岩石物性和地震属性进行统计、回归等分析,研究表明:①牛庄洼陷沙 三段不同岩性的速度具有一定差异,灰质砂岩速度最高,砂岩速度次之,泥岩速度最低;②反射振幅值太强和太 弱的浊积砂体,其储层物性都不好,根据其反射振幅值可定性地判断砂体储层物性;③全区难以确定统一的地 震属性与储层参数的对应关系,但同一个砂体,影响其反射振幅变化的外在因素基本相同,可应用回归经验公 式对其物性进行定量计算;④在利用地震属性预测储层物性时,不能片面、盲目地追求预测方法和计算模型的 普适性。
5) sand production volume
出砂体积
补充资料：甘油体积收缩率
分子式：
CAS号：
性质：当甘油与水混合时总体积稍有缩小，温度略有升高，其体积收缩的数值与原来的甘油和水的体积叠加值之比，以％表示，称甘油体积收缩率。甘油与水的比例不同，甘油体积收缩率亦有变化；以质量比60：40时为最大值。见下表甘油:水（质量比）甘油体积收缩率/%直接测定值按比例推算值90:1070:3060:4050:5040:6010:900.5031.0131.1011.0800.9480.2250.5161.0591.1221.0630.9340.260
CAS号：
性质：当甘油与水混合时总体积稍有缩小，温度略有升高，其体积收缩的数值与原来的甘油和水的体积叠加值之比，以％表示，称甘油体积收缩率。甘油与水的比例不同，甘油体积收缩率亦有变化；以质量比60：40时为最大值。见下表甘油:水（质量比）甘油体积收缩率/%直接测定值按比例推算值90:1070:3060:4050:5040:6010:900.5031.0131.1011.0800.9480.2250.5161.0591.1221.0630.9340.260
说明：补充资料仅用于学习参考，请勿用于其它任何用途。
参考词条