scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2024.1.8scienceit-662Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Результаты определения коэффициента пористости в нефтенасыщенных глинистых породахResults of Determining the Porosity Coefficient in Oil-Saturated Clay Rockshttps://orcid.org/0000-0002-4880-787XКеримовА.-Г. Г.KerimovA.-G. G.

Керимов Абдул-Гапур Гусейнович – доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовой геофизики

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Scopus ID: 56872657000

 Abdul-Gapur G. Kerimov – Dr. Sci. (Tech.), Associate Professor, Head of the Department of Oil and Gas Geophysics

1, Pushkin St., 355017, Stavropol

Scopus ID: 56872657000

akerimov@ncfu.ruhttps://orcid.org/0009-0006-9909-487XКеримоваЕ. Г.KerimovaE. G.

Керимова Елизавета Гапуровна – ассистент кафедры нефтегазовой геофизики

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Scopus ID: 57220025188

 Elizaveta G. Kerimova – Assistant of the Department of Petroleum Geophysics 

1, Pushkin St., 355017, Stavropol

Scopus ID: 57220025188

elizavetakerimova11@gmail.comhttps://orcid.org/0009-0003-0366-6342ГунькинаТ. А.GunkinaT. A.

Гунькина Татьяна Александровна – кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Scopus ID: 57474914000

 Tatiana A. Gunkina – Cand. Sci. (Tech.), Associate Professor, Head of the Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields

1, Pushkin St., 355017, Stavropol

Scopus ID: 57474914000

tgunkina@ncfu.ruhttps://orcid.org/0009-0000-9139-2588МкртчянЛ. С.MkrtchianL. S.

Мкртчян Левон Спартакович – кандидат физико-математических наук, доцент кафедры нефтегазовой геофизики

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

Scopus ID: 57474914000

Levon S. Mkrtchian – Cand. Sci. (Phys.-Math.), Associate Professor of the Department of Petroleum Geophysics

1, Pushkin St., 355017, Stavropol

lmkrtchian@ncfu.ruhttps://orcid.org/0009-0009-0317-3920КлюпаЕ. С.KliupaE. S.

Клюпа Елена Сергеевна – старший преподаватель кафедры нефтегазовой геофизики

д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017

 Elena S. Kliupa – Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Geophysics

1, Pushkin St., 355017, Stavropol

eskliupa@ncfu.ruСеверо-Кавказский федеральный университетРоссияNorth-Caucasus Federal UniversityRussian Federation20240804202401159–171Copyright © Керимов А.Г., Керимова Е.Г., Гунькина Т.А., Мкртчян Л.С., Клюпа Е.С., 20242024Керимов А.Г., Керимова Е.Г., Гунькина Т.А., Мкртчян Л.С., Клюпа Е.С.Kerimov A.G., Kerimova E.G., Gunkina T.A., Mkrtchian L.S., Kliupa E.S.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://scienceit.elpub.ru/jour/article/view/662

Объектом исследования являются скважины, вскрывшие глинистые коллектора палеогенового возраста. При прогнозировании траектории трещины при гидроразрыве пласта (ГРП) необходимо учитывать процентное содержание минералов в породе, так как трещины при выполнении ГРП формируются на контактах между минеральными зернами. Данное заключение бесспорно, но получение полной информации о процентном содержании минералов в породе – дорогостоящая и не всегда выполнимая задача. Вместе с тем, на физико-механические характеристики глинистых пород не менее существенное влияние оказывает их пористость. Поэтому важно отметить, что надежное определение коэффициента пористости по вскрытому геологическому разрезу несомненно окажет первостепенное положительное влияние на достоверность моделирования ГРП. Исходя из этого, в скважинах, вскрывших глинистые коллектора, были проанализированы значения коэффициентов пористости, определенные различными методами, в том числе прямыми – анализ керна, шлама и косвенными – геофизическими методами. В ходе работы обнаружены совпадения коэффициента пористости по керну, шламу и электрическому каротажу. По итогам проведенного исследования можно сделать вывод, что коэффициент пористости, определенный по акустическому каротажу (АК), существенно превышает значения коэффициента пористости, определенного по керну, шламу и индукционному каротажу. Это связано как с влиянием глинистости на показания акустического каротажа, так и ввиду низкого качества материалов АК вследствие размыва ствола скважины. Следует отметить, что выполненные расчеты коэффициентов пористости в надреперной части – в баталпашинской свите по керну и индукционному каротажу совпадают практически полностью. Однако в подреперной части свиты показания незначительно расходятся. Коэффициент пористости, рассчитанный по ρп ИК, максимум на 2% ниже коэффициента пористости, определенного по керну, что вполне допустимо.

The article studies the wells that opened clayey reservoirs of Paleogene age. When predicting the trajectory of a crack during hydraulic fracturing (HF), it is necessary to take into account the percentage of minerals in the rock, since cracks during hydraulic fracturing are formed at the contacts between mineral grains. This conclusion is indisputable, but obtaining complete information about the percentage of minerals in a rock is an expensive and not always feasible task. At the same time, the physical and mechanical characteristics of clayey rocks are no less significantly influenced by their porosity. Therefore, it is important to note that a reliable determination of the porosity coefficient from the exposed geological section will undoubtedly have a primary positive impact on the reliability of hydraulic fracturing modeling. Based on this, in wells that opened clayey reservoirs, the values of porosity coefficients determined by various methods were analyzed, including the direct one – analysis of core, cuttings and the indirect one – geophysical methods. During the work, a coincidence of the porosity coefficient in the core, cuttings and electrical logging was discovered. Based on the results of the study, it can be concluded that the porosity coefficient determined from acoustic logging (AL) significantly exceeds the values of the porosity coefficient determined from core, cuttings and induction logging. This is due both to the influence of clay content on the acoustic logging readings, and due to the low quality of AC materials induced by erosion of the wellbore. It should be noted that the calculations of porosity coefficients in the above-reference part – in the Batalpashinsky formation based on core and induction logging – coincide almost completely. However, in the sub-reference part of the formation the readings differ slightly. The porosity coefficient calculated is a maximum of 2% lower than the porosity coefficient determined from the core, which is quite acceptable.

гидроразрыв пластакоэффициент пористостикерншламиндукционный каротажакустический каротажhydraulic fracturingporosity coefficientcorecuttingsinduction loggingacoustic loggingReferencesБасарыгин Ю. М., Макаренко П. П., Мавромати В. Д. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998. 271 с.Basarygin YuM, Makarenko PP, Mavromati VD. Repair of gas wells. Moscow: Nedra; 1998. 271 p. (In Russ.).Басниев К. С., Николаевский В. Н., Горбунов А. Т., Зотов Г.Л. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1976. 335 с.Basniev KS, Nikolaevsky VN, Gorbunov AT, Zotov GL. Mechanics of saturated porous media. Moscow: Nedra; 1976. 335 p. (In Russ.).Зейгман Ю. В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: учебник. Уфа: УГНТУ, 2007. 232 с.Zeigman YuV Operation of systems for maintaining reservoir pressure during the development of oil fields: textbook. Ufa: USNTU; 2007. 232 p. (In Russ.).Зинченко И. А., Кирсанов С. А., Маршаев О.А. и др. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации притока на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения залежей. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 120 c.Zinchenko IA, Kirsanov SA, Marshaev OA et al The use of hydraulic fracturing for inflow stimulation at gas condensate wells of the Yamburg field and the prospects for using the method in the process of further development of deposits. Moscow: IRC Gazprom; 2007. 120 p. (In Russ.).Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.Gritsenko AI, Aliev ZS, Ermilov OM, Remizov VV, Zotov GA. Well Study Guide. Moscow: Nauka; 1995. 523 p. (In Russ.).Дудаев С. А., Дудаев Р.С. Хадумиты Предкавказья: новое в геолого-геофизическом изучении, вторичном вскрытии и освоении. М.: Геоинформмарк, 2015. 204 с.Dudayev SA, Dudayev RS Hadumites of Ciscaucasia: new in geological and geophysical study, secondary discovery and development. Moscow: Publishing house. Geoinformmark; 2015. 204 p. (In Russ.).Tan X, Konietzky H, Chen W. Numerical simulation of heterogeneous rock using discrete element model based on digital image processing. Rock Mechanics and Rock Engineering. 2016. Vol. 49, No. 12. P. 4957–4964, https://doi.org/10.1007/s00603-016-1030-0.Tan X, Konietzky H, Chen W. Numerical simulation of heterogeneous rock using discrete element model based on digital image processing. Rock Mechanics and Rock Engineering. 2016;(12):4957–4964. https://doi.org/10.1007/s00603-016-1030-0.Sova V, Kerimov A-G. Large undiscovered oil resources are predicted south of Russia. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology https://doi.org/10.1007/s13202-019-0611-3 Published on line: 12 January 2019, Volume 9, Issue 3, р. 1659–1676.Sova V, Kerimov A-G. Large undiscovered oil resources are predicted south of Russia. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2019;(3):1659–1676. https://doi.org/10.1007/s13202-019-0611-3Желтов Ю. П. и др. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: учебное. пособие для вузов. М.: Недра, 1985. 296 с.Zheltov YuP. et al Collection of problems for the development of oil fields: Educational manual for universities. Moscow: Nedra; 1985. 296 p. (In Russ.).Шелепов В. В. Состояние сырьевой базы России. Повышение нефтеотдачи пластов: М., 2003. 240 с.Shelepov VV State of the raw material base of Russia. Enhanced oil recovery: Moscow; 2003. 240 p. (In Russ.).Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти: учебник. М.: Альянс ТИД, 2009. 510 с.Shchurov VI. Equipment and technology of oil production: textbook. Moscow: Alliance TID; 2009. 510 p. (In Russ.).Roodhart LP. Frac-and-Pack Stimulation: Application, Design, and Field Experience. Journ. Petr. Technol. 1994, March. P. 230–238.Roodhart LP. Frac-and-Pack Stimulation: Application, Design, and Field Experience. Journ. Petr. Technol. 1994;230–238.Strubhar MK. Multiple, Vertical Fractures From an Inclined Wellbore – A Field Experiment. Journ. Petr. Technol. 1975, May. Р. 641–647.Strubhar MK. Multiple, Vertical Fractures From an Inclined Wellbore –AField Experiment. Journ. Petr. Technol. 1975;641-647.Александров Б. Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987. 216 с.Alexandrov BL. Abnormally high reservoir pressures in oil and gas basins. Moscow: Nedra; 1987. 216 p. (In Russ.).Богданович Н. Н. Определение эффективной пористости методом адсорбции (на примере сложных глинистых коллекторов нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья) // Породы-коллекторы и миграция нефти. М.: ИГИРГИ, 1988. С. 89–93.Bogdanovich NN. Determination of effective porosity by the adsorption method (using the example of complex clayey reservoirs of the Lower Maikop deposits of the Eastern Ciscaucasia). Porody-kollektory i migraciya nefti = Reservoir Rocks and Oil Migration. Moscow: IGIRGI; 1988;89–93. (In Russ.).Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. С. 193.Golf-Rakht TD. Fundamentals of oilfield geology and development of fractured reservoirs. M.: Nedra; 1986. P. 193. (In Russ.).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.