Завышенный КИН в модели.

Последнее сообщение
Lg68 9 13
Авг 07

Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!

Barrios 39 14
Авг 07 #1

Lg68 пишет:

Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!

хм... а модель саму глянуть можно?

Dorzhi 963 14
Авг 07 #2

Модель на то и модель, что дает лишь приближенную картину пласта. Поспрашивай геологов, у них всегда параметры в какой то степени допуска варьируются. Поиграй параметрами и подбей под нужный заказчику КИН. Нам то понятно, что по сути это шаманство, но клиент платит, стал быть заказывает музыку.

Unknown 1651 14
Авг 07 #3

Так у тебя наверняка коэффициент охвата стремиться к единицеsmile.gif

volvlad 2234 14
Авг 07 #4

Lg68 пишет:

Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!


Довольно частая ситуация.
Одна из возможных причин:
- большая степень укрупнения (апскейлинга) без апскейлинга фазовых, т.е. месторождение в гидродинамической модели стало более гомогенным чем в геологической.

Lg68 9 13
Авг 07 #5

V. Volkov пишет:

Довольно частая ситуация.
Одна из возможные причины:
- большая степень укрупнения (апскейлинга) без апскейлинга фазовых, т.е. месторождение в гидродинамической модели стало более гомогенным чем в геологической.


Т.е произошло укрупнение ячеек сетки с усреднением всех величин,но укрупненной ячейке теперь соответствует несколько фазовых?

Dorzhi 963 14
Авг 07 #6

Резервуар карбонатный, стал быть трещинноватый, ты значит двойную пористость и проницаемость моделируешь?

Unknown 1651 14
Авг 07 #7

Так если у тебя коэффициент охвата по модели 0.77 (хороший тон-плотная сетка, ЦКР довольна ), а коэффициент вытеснения утвержденный , который получается порядка 0,45/0,77=0,58. То все правильно, по крайней мере на имеющихся данных.
Вот только вопрос - не великоват ли коэффициент вытеснения 0,58 для карбонатов??

AlexM 41 14
Авг 07 #8
Цитата

Коэффициент вытеснения в модели совпадает с требуемым, а охват=0.77.

Каким образом определил Кохв? Он же на прямую не задаются.

Цитата

Я вот подправлял фазовые (прижимал их к оси водонасыщенности)

Данная операция не меняет (почти) КИН на прямую, изменяет относительную проницаемость.

Цитата

Т.е произошло укрупнение ячеек сетки с усреднением всех величин,но укрупненной ячейке теперь соответствует несколько фазовых?

Нет, будет одна фазовая для ячейки, надо менять фазухи для компенсации изменений в результате укрупнения.

Какие параметры для отключения скважин по "экономическим" параметрам? wct? min oil rate? или иное?
Есть ли масштабирование фазовых?

volvlad 2234 14
Авг 07 #9

Вопрос еще в том, что карбонаты тоже бывают разные.
Плотные и трещиноватые, с низкопроницаемой матрицей, где основное движение флюидов происходит именно по трещинам и продуктивности скв. обусловлены трещиноватостью или карбонаты с хорошо проницаемой матрицей, где трещиноватость не имеет большого значения.

Методы моделирования в этих двух случаях будут различными.
В первом желательно построить модель двойной пористости, во втором можно для ускорения/упрощения обойтись традиционной моделью.

Lg68 9 13
Авг 07 #10

AlexM пишет:

Каким образом определил Кохв? Он же на прямую не задаются.

Данная операция не меняет (почти) КИН на прямую, изменяет относительную проницаемость.

Нет, будет одна фазовая для ячейки, надо менять фазухи для компенсации изменений в результате укрупнения.

Какие параметры для отключения скважин по "экономическим" параметрам? wct? min oil rate? или иное?
Есть ли масштабирование фазовых?


Отключение скважин по min oil rate =0.5 m^3, и по WLIM. Пробовал завышать min oil rate-
КИН падает, но возникают проблемы с обводненностью на некоторых скважинах.

Lg68 9 13
Авг 07 #11

Unknown пишет:

Так если у тебя коэффициент охвата по модели 0.77 (хороший тон-плотная сетка, ЦКР довольна ), а коэффициент вытеснения утвержденный , который получается порядка 0,45/0,77=0,58. То все правильно, по крайней мере на имеющихся данных.
Вот только вопрос - не великоват ли коэффициент вытеснения 0,58 для карбонатов??


Ну такой получается по логарифмической зависимости от подвижности , с керна!

Unknown 1651 14
Авг 07 #12

Какой пласт-то моделируешь?
Как модельный КИН сопоставляется с КИН месторождений-аналогов?
Может все в порядке А ты паникуешь...smile.gif
Масштабирование (upscaling) фазовых позволяет перенести зависимость подвижностей нефти и воды, померянных по керну (масштаб ~10 см), на гидродинамическую ячейку 100х100 м. Почитай тему на форуме про апскейлинг фазовых. Много написано.

ASh999 170 14
Авг 07 #13

Все-таки, интересно:
каким образом задаются концевые точки? массив sowc и swcr? константы на всю модель/зоны?
КИН к каким запасам считается? К утвержденным? Как соотносятся модельные и утвержденные?
Если относишь к утвержденным, то можно модельные подрезать, уложив в нужный допуск, но с отрицательной погрешностью.
Фазововой КИН вполне можно подрезать, нарисовать такую, чтоб F(S) переваливала за 0.98 на нормированной насыщенности 0,5 к примеру smile.gif
Но это все авральное заделывание дыр, надо зрить в корень проблемы, а если не зрится - думать wink.gif

TDN 352 14
Авг 07 #14

Lg68 пишет:

Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!

Попробуй с простого - проверь режимы нагнетания: соответствует ли текущим параметрам давления на устье и на забое...
Ну и фазовые само собой, только если даже они верные и все относительно корректно, надо будет переделывать геологию, соответственно пересматривать входные параметры всех скважин.

Mc'Cain 1 13
Авг 07 #15

ASh999 пишет:

Все-таки, интересно:
каким образом задаются концевые точки? массив sowc и swcr? константы на всю модель/зоны?
КИН к каким запасам считается? К утвержденным? Как соотносятся модельные и утвержденные?
Если относишь к утвержденным, то можно модельные подрезать, уложив в нужный допуск, но с отрицательной погрешностью.
Фазововой КИН вполне можно подрезать, нарисовать такую, чтоб F(S) переваливала за 0.98 на нормированной насыщенности 0,5 к примеру smile.gif
Но это все авральное заделывание дыр, надо зрить в корень проблемы, а если не зрится - думать wink.gif

на мой взгляд очень важно задать массив SOWC в каждой ячейке, а не одним значением. это позволит получить различный КИН по зонам.
1. я обычно использую переданную от геологов зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости, через SOWC=F(Кпр). на воспроизведение истории это практически не влияет, но на конечный КИН достаточно существенно
2. в MORE есть замечательная функция interpolation. задаём в каждой скважине (через координаты контрольных точек) значения SWCR, затем программа интерполирует значение по всему гриду.
т.о. удаётся изменить время поступления воды в скважину, причём поля получаются областями не сделанными вручную, т.е. не "заплатками"

AlexM 41 14
Авг 07 #16
Цитата

Отключение скважин по min oil rate =0.5 m^3, и по WLIM. Пробовал завышать min oil rate-
КИН падает, но возникают проблемы с обводненностью на некоторых скважинах.

Что-то уж очень низкий параметр (min oil rate) ~ 0.4 т/сут. huh.gif
А какие проблемы с обводненностью?

Остался открытым вопрос как определил Кохв=0.77 wink.gif
Смотрел в модели (геологической и гидродинамической) connected volumes?

Lg68 9 13
Авг 07 #17

Unknown пишет:

Какой пласт-то моделируешь?
Как модельный КИН сопоставляется с КИН месторождений-аналогов?
Может все в порядке А ты паникуешь...smile.gif
Масштабирование (upscaling) фазовых позволяет перенести зависимость подвижностей нефти и воды, померянных по керну (масштаб ~10 см), на гидродинамическую ячейку 100х100 м. Почитай тему на форуме про апскейлинг фазовых. Много написано.

Моделирую Турнейский пласт. А занизить КИН требует заказчик и обосновывает это карбонатностью коллектора!

volvlad 2234 14
Авг 07 #18

Турнейский пласт.
А в каком регионе?
В Самаре Турней как правило низкопроницаемый с выраженной трещиноватостью.

AlexM 41 14
Авг 07 #19
Цитата

Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора, что не соответствует реальности и требованиям заказчика.

Цитата

Проблема следующвя, если выставить oil min rate больше=1м^3, то низкодебитные скважины не успевают обводниться! Можно закрыть на это глаза и догнать общую обводненность увеличив ограничение по WLIM для хорошо обводняющихся скважин. Но это не совсем корректно!

Не совсем понял о каком КИН идет речь: технологический или экономический wacko.gif
Расчеты идут для проекта (ЦКР, ТКР, ГКЗ) или для внутренних нужд клиента?
Сколько поровых объемов прокаченно до достижения КИН=0.46?
Какие условия отключения скважин определил клиент?

Unknown 1651 14
Авг 07 #20

Турней по всему Волго-Уралу с низкопористой и низкопроницаемой матрицей. Проницаемость в основном благодаря трещиннам. Да и в Тимано-Печорской провинции то же самое

Lg68 9 13
Авг 07 #21

AlexM пишет:

Не совсем понял о каком КИН идет речь: технологический или экономический wacko.gif
Расчеты идут для проекта (ЦКР, ТКР, ГКЗ) или для внутренних нужд клиента?
Сколько поровых объемов прокаченно до достижения КИН=0.46?
Какие условия отключения скважин определил клиент?


Расчет ведется для защиты в ЦКР. Требуемый заказчикои min rate=1 m^3.
На счет кол-ва поровых объемов сейчас не скажу-нет модели под рукой.

VIT 1124 14
Авг 07 #22

Lg68 пишет:

Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!


Интересно а откуда реальность известна ?
Совет тут никто идеальный не даст, это же не таблица умножения в которой арифмитическая ошибка. Попробуй возьми параметры модели и посчитай несколько главных цифр в экселе. Тогда сразу станет ясно где копать надо. Если в экслеле также получится как и в моделе значит все ок, можно начинать думать где может быть подвох, надо смотреть данные по керну, каратожу - искать причину низкого КИНа.

Unknown 1651 14
Авг 07 #23

Реальность может быть известна по опыту разработки подобных месторождений.

RomanK. 2163 13
Фев 08 #24

КИН всегда будет выше, подробнее читайте дискуссию "об охвате" - это прямое следствие.
КИН зависит только от SOWC (конечной нефтенасыщености) и практически не зависит от плотности сетки.
Если модель не идёт на экспертизу, подбирай SOWC по характеристике вытеснения, это не даст получить "огромный" КИН. Вообще моделируя именно разработку месторождения в целом, обговори с заказчиком какой бы КИН их устроил заренее, потому-что модели "натягиваються" на "ожидаемые" цифры.
Это не машинки предсказания. Это обоснование фантазий заказчика.
Если модель будет проходить экспертизу - после подбора SOWC изменяй относительные фазовые проницаемости укладывая нефтяной "хвост" практически в ноль, и задирай XKRW на максимум. Этим приемом можно добиться насильственого заливания скважин водой.
К сожалению, адаптация при любых манипуляциях с SOWC меняется, и должна изменится.
Это остальные борятся с добычей дополнительной нефти, мы сражаемся за её уменьшение.

Unknown 1651 14
Мар 08 #25

RomanK. пишет:

На временых срезах (30, 40 ... лет) текущие коэффициенты нефтеотдачи (говориться "текущий КИН"), как и сказал господин Волков, тем выше чем выше отбор жидкости. Конечные коэффициенты нефтеотдачи (что обычно и называют "КИН") не зависят от механизма обводнения, а зависят лишь от конечной нефтенасыщености на кривых ОФП (то есть от коэффициента вытеснения).

Некоторые пытаются хитрить и давать расчеты на 30 лет. Некоторые окончания расчета объединяют в пятилетки, то есть дают расчеты после 50-го года с шагом в 5 лет - внутри прячут халтуру. Регламент требует результат расчета до окончания разработки месторождения.

КИН в условиях конусообразования (в моем случае) по кривым вытеснения составил 0.12-0.15.
Модельный КИН - 0.6, после снижения коэфициента вытеснения до получения "проектного" - КИН составил 0.35.
Только так. Обоснование (если вы конечно занимаетесь отдачей модели на экспертизу) зависит от вашего полета фантазии.

Господин Волков, вы как человек "отхероваченый" считаете, можно ли давать обоснование КИН по результатам моделирования?

Да оценка КИН'а вообще наука оккультная laugh.giflaugh.giflaugh.gif

volvlad 2234 14
Мар 08 #26

RomanK. пишет:

...
КИН в условиях конусообразования (в моем случае) по кривым вытеснения составил 0.12-0.15.
Модельный КИН - 0.6, после снижения коэфициента вытеснения до получения "проектного" - КИН составил 0.35.
Только так. Обоснование (если вы конечно занимаетесь отдачей модели на экспертизу) зависит от вашего полета фантазии.

Господин Волков, вы как человек "отхероваченый" считаете, можно ли давать обоснование КИН по результатам моделирования?


Можно уточнить, какие именно кривые вытеснения были использованы для оценки КИН?
Все зависит от конкретной модели, степени детализации, фазух и пр... оцень много факторов влияет на конечные объемы добытой нефти... и как следствие на RF...

Слишком много допущений делают специалисты по моделированию при создании модели. У каждого специалиста свои методы адаптации... Т.е. очень многое субъективно
Инструментарий в моделировании очень богат, и намоделировать можно такое, что будет иметь очень мало общего с реальностью, при том что сходимость модель-факт будет высока...

В общем мое мнение, смотреть на КИНы, полученные по результатам моделирования нужно очень осторожно...

Но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем методикам, которые практически не учитывают конкретное геологическиое строение залежи... Хотя и на них все же стоит обращать внимание...
Есть у нас примеры месторождений, для которых методики дают близкие к нулю или даже отрицательные значения RF.

RomanK. 2163 13
Мар 08 #27

"Можно уточнить, какие именно кривые вытеснения были использованы для оценки КИН?"

Обводненность по месторождению 72%. Оценка по разным методикам. Не промажешь.

Прочитайте далее сами -
"инструментарий в моделировании очень богат, и намоделировать можно такое, что будет иметь очень мало общего с реальностью, при том что сходимость модель-факт будет высока...но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше"

У вас не возникло когнитивного диссонанса? Что такое по вашему корректно построенная модель?
Я бы посмотрел на того эксперта который прочтет ваше "Сходимость модель-факт плохая, но субъективно модель правильная" и наоборот "Хоть кросс-плоты и хорошы, и гистограммы как надо, но модель отвратительная".
Корректность модели описывается регламентом. Корректность и адаптивность суть одно и тоже.
(Хотя о какой корректности можно говорить при решении некорректно поставленой задачи?).

"Все зависит от конкретной модели, степени детализации, фазух и пр... слишком много допущений делают специалисты по моделированию при создании модели. У каждого специалиста свои методы адаптации... Т.е. очень многое субъективно... но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем методикам, которые практически не учитывают конкретное геологическиое строение залежи... "

Последнее предложение перефразирую
"... но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем фактическим данным разработки".

И можно добавить к вашим словам, так часто слышимое и читаемое практически в каждом разделе посвященном моделированию "..необходимо доизучить залежь, провести комплекс исследований, получить больше данных, еще больше данных, еще больше данных, уточнить модель и бла-бла-бла".

Как вы думаете, господин Волков, можно ли в реальные сроки (до года) создать корректную (или адекватную, как хотите) модель многопластового (3 объекта) месторождения с сороколетней историей, фондом скважин в 200 единиц? Как вы отнесетесь к полям нефтенасыщенности такой модели и к картам изобар?
Имеете ли вы опыт создания таких моделей, и если имеете, покажите кросс-плоты по накопленной нефти, и гистограммы распределения фонда скважин по количеству адаптированных скважин. Покажите сравнительные графики забойного и пластового давления.

Ни коим образом не хочу прицепиться к вашим графикам и сомневаться в вашем опыте. Это ничего не докажет, и мне это не нужно.

Можно выделить "Адаптацию" в отдельную тему, потому как при создании ГДМ 90% времени отводиться именно под нее.

С уважением, Роман К.

volvlad 2234 14
Мар 08 #28

RomanK. пишет:

Можно выделить "Адаптацию" в отдельную тему, потому как при создании ГДМ 90% времени отводиться именно под нее.

И главное методам адаптации.

Unknown 1651 14
Мар 08 #29

RomanK. пишет:

Прочитайте далее сами -
"инструментарий в моделировании очень богат, и намоделировать можно такое, что будет иметь очень мало общего с реальностью, при том что сходимость модель-факт будет высока...но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше"
У вас не возникло когнитивного диссонанса? Что такое по вашему корректно построенная модель?
Я бы посмотрел на того эксперта который прочтет ваше "Сходимость модель-факт плохая, но субъективно модель правильная" и наоборот "Хоть кросс-плоты и хорошы, и гистограммы как надо, но модель отвратительная".


Приведу пример в поддержку тезиса - кросс-плоты и гистограммы правильные, но модель г@вн@:
В распределении свойств использовалась, не думая, любая стохастика. Распределние выдержано, просто прелесть! Но вот если смотреть внимательно, то к реальному геологическому строению залежи эта "аппликация" ничего общего не имеет. В дальнейшем это все апскелиться.
Математическй аппарат софта, как ему и положено, осредняет как положено, сохраняя все среднии, отклонения и пр.
Но модель никуда не годится.
Это не критика стохастики, а описание встречающихся вариантов.

В свою очередь гидродинамик, чтобы получить, что ему надо, корежит поля проницаемостей и фазухи. Результат - история сбита, о потраченном времени умолчу. О нем ГДнамики в курилке будут трындеть округляя глаза.
Результат - модель принята, эксперты довольны. А прогноз никуда не годится.

Софт, предназначенный для моделирования, позволяет сделать правильные и обоснованные выводы, при корректном его применении.
Надо уметь им пользоваться.

Помниться много лет назад в ынете гулял боян о советском мужике купившем то ли Бентли, то Ролс-Ройс. Первый восторг и все последующие злоключения. (вот и сцылочка http://www.boyanoff.net/2007/04/12/kak_muz...pgrejjdil.html)
Вывод был лучше Жигулей ничего нет.

Так вот не стоит уподобляться этому товарищу.

RomanK. 2163 13
Мар 08 #30

Какое то перкладывание с дурной головы на больную. Понятно, что геологическое строение это вещь достаточна условная и ждать, что нарисуют супер-пупер точную модель не то что надежд нет. Их не может быть в принципе.
Кинуть камень в сторону геологов легко.
Какие тогда, по вашему мнению, критерии нужны для создания точной модели?

P.S. Со стороны геологов в сторону модельеров камней можно накидать намного больше, так что не поминайте геологию всуе. Квадратики и прямые палки, какая уж тут стохастика.

Еще оффтопика - тем кто занимался двойной средой. В mored и в eclipse переток между матрицей и трещиной не влияет на результат. Объясните?

RomanK. Не надо оффтопить, открывайте новую тему. V.Volkov

Unknown 1651 14
Мар 08 #31

RomanK. пишет:

Какое то перкладывание с дурной головы на больную. Понятно, что геологическое строение это вещь достаточна условная и ждать, что нарисуют супер-пупер точную модель не то что надежд нет. Их не может быть в принципе.
Кинуть камень в сторону геологов легко.
Какие тогда, по вашему мнению, критерии нужны для создания точной модели?

P.S. Со стороны геологов в сторону модельеров камней можно накидать намного больше, так что не поминайте геологию всуе. Квадратики и прямые палки, какая уж тут стохастика.

Еще оффтопика - тем кто занимался двойной средой. В mored и в eclipse переток между матрицей и трещиной не влияет на результат. Объясните?

Отчего же перекладывание с больной головы на здоровую?
Я сам геолог, и довольно долго практиковал геомоделирование. И моделей повидал не мало.
Как не возможно построить дом без фундамента, так и ГД модель без нормальной геомодели не возможно создать.
Иначе пойдут в ход проницаемые "струны", не проницаемые стенки, чытобы сбить показатели.

Критерий правильной геомодели - соответствие существующей концептуальной модели пласта в голове у геолога. Если упомянутой головы нет, то (_@_).
То же справедливо и по отношению к ГДнамикам.
Использования статзависимостей в этом отношении много проще, меньше надо думать. Построил кросс-плот и, алга, экстраполируй.

RomanK. 2163 13
Мар 08 #32

Так и хочется воскликнуть - А что не г@вно, брат?
Судя по вашим словам у вас нет опыта гидродинамического моделирования.
Правильно построеный дом не гарантирует счастья живущей в нем семьи.

По теме -- завышеный КИН в модели получается в результате неверной геомодели? Пффф...
По теме -- плотность сетки не влияет на КИН из-за неверной геомодели? Пффф...

Я замечаю, что Вы часто киваете в сторону мистических ошибок в гео-модели, дескать видали много кривых моделей и всё такое.
Я не говорю о моделях в которых допущены по недоразумению технические ошибки, и явные недоразумения -- видали и такое.
Барьеры, поддоны, колодцы необходимые инструменты гидродинамика, гидромодель возможно создать практически на любой геомодели.
Вы пробовали на своей самой лучшей геомодели раставить скважины, запустить их в работу и сравнить с историей?
Хотя бы просто под отборам, без давлений?
И что, часто видите хорошие модели? Пффф...

Эй, геолог - не морочь голову - подготовь сетку - отойди в сторону. smile.gif

Пора удаляться в свои треды и пытать Вас цифрами, потому как вопросы "по существу" заставляют Вас уходить в классические слова о моделях.

Считайте это как легкой позитивной критикой Вашего ответа не по существу. Ничего личного.

С уважением, Роман К.

Unknown 1651 14
Апр 08 #33

RomanK. пишет:

Так и хочется воскликнуть - А что не г@вно, брат?
Судя по вашим словам у вас нет опыта гидродинамического моделирования.
Правильно построеный дом не гарантирует счастья живущей в нем семьи.

По теме -- завышеный КИН в модели получается в результате неверной геомодели? Пффф...
По теме -- плотность сетки не влияет на КИН из-за неверной геомодели? Пффф...

Я замечаю, что Вы часто киваете в сторону мистических ошибок в гео-модели, дескать видали много кривых моделей и всё такое.
Я не говорю о моделях в которых допущены по недоразумению технические ошибки, и явные недоразумения -- видали и такое.
Барьеры, поддоны, колодцы необходимые инструменты гидродинамика, гидромодель возможно создать практически на любой геомодели.
Вы пробовали на своей самой лучшей геомодели раставить скважины, запустить их в работу и сравнить с историей?
Хотя бы просто под отборам, без давлений?
И что, часто видите хорошие модели? Пффф...

Эй, геолог - не морочь голову - подготовь сетку - отойди в сторону. smile.gif

Пора удаляться в свои треды и пытать Вас цифрами, потому как вопросы "по существу" заставляют Вас уходить в классические слова о моделях.

Считайте это как легкой позитивной критикой Вашего ответа не по существу. Ничего личного.

С уважением, Роман К.

Не вижу смысла для дальнейшего разговора. Коснейте дальше в невежестве и стройте свои замки на песке

Злой 326 14
Апр 08 #34

you'd better follow one simple rule: <keep it simple>

RomanK. 2163 13
Апр 08 #35

Unknown пишет:

Не вижу смысла для дальнейшего разговора. Коснейте дальше в невежестве и стройте свои замки на песке


Я всего лишь попросил показать Вашу "хорошую" модель.
Вы всетаки из тех кто не моделируя утверждает что "на моделях всё можно, это просто у вас модель неверная".

Go to top