scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2024.4.8scienceit-703Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Коэффициент Био в терригенном разрезе: методы исследования и практическая значимостьBiot’s coefficient in terrigenous section: research methods and practical significancehttps://orcid.org/0000-0001-7542-0518КулешовВ. С.KuleshovV. S.

Василий Сергеевич Кулешов – кандидат физико-математических наук, эксперт отдела геолого-геофизических проектов

д. 1, б-р Раменский, Москва, 119607

Vasiliy S. Kuleshov – Cand Sci. (Phys.), Expert of the Department of Geological and Geophysical Projects

1, Ramenskiy Blvd, Moscow, 119607

kuleshovvs@gmail.comhttps://orcid.org/0009-0000-1078-5743МореваВ. А.MorevaV. А.

Виктория Александровна Морева – главный специалист отдела разработки проектов геомеханики

д. 42, ул. Максима Горького, Тюмень, 625000

Victoria А. Moreva – Head Specialist of the Geomechanics Project Development Department

42 Maxim Gorky St., Tyumen, 625000

vafadeeva@tnnc.rosneft.ruhttps://orcid.org/0009-0001-9586-0307СамойловМ. И.SamojlovM. I.

Михаил Иванович Самойлов – старший эксперт экспертного отдела

д. 42, ул. Максима Горького, Тюмень, 625000

Michael I. Samojlov – Chief Expert of the Expert Department

42 Maxim Gorky St., Tyumen, 625000

MI_Samoylov2@tnnc.rosneft.ruhttps://orcid.org/0009-0001-2432-4419КудымовА. Ю.KudymovA. Ju.

Алексей Юрьевич Кудымов – начальник отдела геомеханических исследований горных пород

д. 42, ул. Максима Горького, Тюмень, 625000

Alexey Ju. Kudymov – Head of Geomechanical Rock Research Department

42 Maxim Gorky St., Tyumen, 625000

aykudymov@tnnc.rosneft.ruhttps://orcid.org/0009-0004-4938-3580РаспутинН. А.RasputinN. A.

Николай Александрович Распутин – начальник отдела геолого-промысловых работ

д. 16В, ул. Геологоразведчиков, Новый Уренгой, 629306

Nikolay A. Rasputin – Head of the Department of Geological and Field Works

16B, Geologorazvedchikov St., Novy Urengoy, 629306

narasputin@rspn.rosneft.ruРН-ТехнологииРоссияRN-TechnologiesRussian FederationТюменский нефтяной научный центрРоссияTyumen Oil Research CenterRussian FederationРОСПАН ИНТЕРНЕШНЛРоссияROSPAN INTERNATIONALRussian Federation20241301202504179204Copyright © Кулешов В.С., Морева В.А., Самойлов М.И., Кудымов А.Ю., Распутин Н.А., 20252025Кулешов В.С., Морева В.А., Самойлов М.И., Кудымов А.Ю., Распутин Н.А.Kuleshov V.S., Moreva V.А., Samojlov M.I., Kudymov A.J., Rasputin N.A.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/703

В представленной работе описывается понятие коэффициента Био (коэффициента пороупругости) как значимого физического параметра в теории эффективных напряжений, используемой для описания пороупругого состояния горных пород, а также интервал изменения коэффициента Био в зависимости от пористости и особенностей строения матрицы горных пород. Представлен обзор наиболее известных и практически значимых способов определения значений коэффициента пороупругости: методы Уиллиса, Франкута и Абасса, измерений проницаемости пород в зависимости от эффективного напряжения, а также изменения давления обжима в соотношении к изменению порового давления. Указан список распространенных корреляционных зависимостей для оценки коэффициента пороупругости. Продемонстрированы подходы и кратко описаны процедуры специальных лабораторных исследований керна. Продемонстрированы результаты интерпретации данных и установления взаимосвязей величин для объектов разработки одного из месторождений в Западной Сибири. Определены корреляционные зависимости коэффициента Био по отношению к фильтрационно-емкостным свойствам пласта (ФЕС), акустическим и упругим свойствам горных пород для продуктивных интервалов пластов БУ16, БУ17, Ач3-4, Ач5 и Ач6. Для определения характерных значений коэффициента Био в отдельных объектах разработки предлагается метод, основанный на построении диаграммы размаха («ящиков с усами»). Представленный материал будет полезен инженерам-геомеханикам в целях уточнения напряжённо-деформированного состояния на схожих по фильтрационно-емкостным и упруго-прочным свойствам горных пород Западной Сибири. Результаты имеют практическую значимость для обеспечения стабильности стволов скважин и моделирования процессов гидравлического разрыва пласта (ГРП).

In the presented work the concept of Bio coefficient (poroelasticity coefficient) is described as a significant physical parameter in the theory of effective stresses used to describe the poroelastic state of rocks, as well as the interval of change in the Bio coefficient depending on the porosity and structural features of the rock matrix. An overview of the most well-known and practically significant methods for determining the values of the poroelasticity coefficient is presented: the methods of Willis, Frankut and Abass, measurements of rock permeability depending on effective stress, as well as changes in crimping pressure in relation to changes in pore pressure. A list of common correlation dependencies for estimating the poroelasticity coefficient is given. Approaches are demonstrated and procedures for special laboratory core studies are briefly described. The results of data interpretation and the establishment of correlations of values for the objects of development of one of the fields in Western Siberia are demonstrated. The correlation dependences of the Bio coefficient with respect to the filtration and capacitance properties of the formation (FES), acoustic and elastic properties of rocks for the productive intervals of the formations BU16, BU17, Ac3–4, Ac5 and Ac6. To determine the characteristic values of the Bio coefficient in individual development objects, a method based on the construction of a span diagram is proposed («boxes with moustaches»). The presented material will be useful to geomechanical engineers in order to clarify the stress-strain state on rocks of Western Siberia that are similar in filtration-capacitance and elastic-strength properties. The results are of practical importance for ensuring the stability of boreholes and modeling hydraulic fracturing processes.

лабораторные исследованиякоэффициент пороупругостикоэффициент Биообъемное сжатиекерновые исследованиягеомеханическое моделированиекорреляционные зависимостиlaboratory studiesporoelasticity coefficientBiot’s coefficientvolumetric compressioncore testsgeomechanical modelingcorrelation dependenciesReferencesGeertsma J. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rocks // Society of Petroleum Engineers. 1957. SPE-728-G.Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rocks. Society of Petroleum Engineers. 1957. SPE-728-G.Wang H. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology // Princeton University Press: Princeton. 2000.Wang H. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology. Princeton University Press: Princeton; 2000.Biot M. A. Theory of stress-strain relations in anisotropic viscoelasticity and relaxation phenomena // Journal of Applied Physics. 1954. P. 1385–1391.Biot MA. Theory of stress-strain relations in anisotropic viscoelasticity and relaxation phenomena. Journal of Applied Physics. 1954;1385-1391.Addis M. A., Last N. C. and Yassir N. A. Estimation of horizontal stresses at depth in faulted regions and their relationship to pore pressure variations // SPE Formation Evaluation.1996. No. 11. P. 11–18.Addis MA, Last NC, Yassir NA. Estimation of horizontal stresses at depth in faulted regions and their relationship to pore pressure variations. SPE Formation Evaluation. 1996;(11):11-18Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. John Wiley & Sons, Inc.: New York, 1943. http://dx.doi.org/10.1002/9780470172766Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. John Wiley & Sons, Inc.: New York; 1943. http://dx.doi.org/10.1002/9780470172766.Biot, M.A. General Theory of Three Dimensional Consolidation // Journal of Applied Physics. 1941. No. 12. P. 155–164.Biot MA. General Theory of Three Dimensional Consolidation. Journal of Applied Physics. 1941;(12):155-164.Kukhtinskiy A. E., Shustov D. V., Efimov A. A., Kashnikov Yu. A., Ashikhmin S. G. Determination of the Biot coefficient of limestones from Perm Krai, Russia // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2021.Kukhtinskiy AE, Shustov DV, Efimov AA, Kashnikov YuA, Ashikhmin SG. Determination of the Biot coefficient of limestones from Perm Krai, Russia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science; 2021.Чурков А. В., Рогозин А. А., Яценко В. М., Демахин А. С., Каменюка А. И. Методика расчета коэффициента пороупругости применительно к объектам Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 10–13. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-10-13Churkov AV, Rogozin AA, Yatsenko VM, Demakhin AS, Kamenyuka AI. The method of calculating the poroelasticity coefficient in relation to the objects of the West Siberian oil and gas province. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2022;(10):10-13. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-10-13Чурков А. В., Рогозин А. А., Яценко В. М., Докучаев Д. А. и др. Оценка коэффициента пороупругости применительно к терригенным породам // Нефтяное хозяйство. 2023. № 11. С. 17–19. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-11-17-19Churkov AV, Rogozin аа, Yatsenko VM, Dokuchaev DA et. al. Estimation of the poroelasticity coefficient for terrigenous rocks. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2023;11:17-19. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-11-17-19Biot M. A., Willis D. G. The elastic coefficients of the theory of consolidation // Journal of Applied Mechanics. 1957. No. 24. P. 594–601.Biot MA, and Willis DG. The elastic coefficients of the theory of consolidation. Journal of Applied Mechanics. 1957;(24):594-601Franquet J. A., Abass H. H. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter: Three different methods // The 37th U.S. Symposium on Rock Mechanics. American Rock Mechanics Association. 1999. ARMA-99-0349.Franquet JA and Abass HH. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter: Three different methods. The 37th U.S. Symposium on Rock Mechanics. American Rock Mechanics Association; 1999. ARMA-99-0349.Qiao L. P., Wong R. C. K., Aguilera R., Kantzas A. Determination of Biot’s effective-stress coefficient for permeability of Nikanassin sandstone // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2012. No. 51. SPE-150820-PA.Qiao LP, Wong RCK, Aguilera R, and Kantzas A. Determination of Biot’s effective-stress coefficient for permeability of Nikanassin sandstone. Journal of Canadian Petroleum Technology. 2012;(51). SPE-150820-PA.He J., Rui Z., Ling K. A. New method to determine Biot’s coefficients of Bakken samples // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2016. Part A. P. 259–264.He J, Rui Z, and Ling KA. New method to determine Biot’s coefficients of Bakken samples. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2016. Part A. P. 259-264.Krief M., Garat J., Stellingwerff J., Ventre J. A petrophysical interpretation using the velocities of P and S waves (full-wave-form sonic) // Log Analyst. 1990. No. 31. P. 355–369.Krief M, Garat J, Stellingwerff J, Ventre J. A petrophysical interpretation using the velocities of P and S waves (full-wave-form sonic). Log Analyst. 1990;(31):355-369.Laurent J., Bouteca M. J., Sarda J. P., Bary D. Pore-pressure influence in the poroelastic behavior of rocks: experimental studies and results // SPE Form Eval. 1993. No. 8 (2). P. 117–122Laurent J, Bouteca MJ, Sarda JP, Bary D. Pore-pressure influence in the poroelastic behavior of rocks: experimental studies and results. SPE Form Eval. 1993;8(2):117-122.Lee M. Biot–Gassmann theory for velocities of gas hydrate-bearing sediments. Geophysics. 2002.Lee M. Biot-Gassmann theory for velocities of gas hydrate-bearing sediments. Geophysics; 2002.Klimentos T., Mc Cann C. Way is the Biot slow compressional wave not observed in real rocks // Geophysics. 1988. Vol. 53. P. 1605–1609.Klimentos T, Mc Cann C. Way is the Biot slow compressional wave not observed in real rocks. Geophysics. 1988;53:1605-1609Moore D. E., Lockner D. A. Crystallographic controls on the frictional behavior of dry and water-saturated sheet structure minerals. Journal of Geophysical Research. 2004. Vol. 109. B03401. https://doi.org/10.1029/2003JB002582Moore DE, Lockner DA. Crystallographic controls on the frictional behavior of dry and water-saturated sheet structure minerals. Journal of Geophysical Research. 2004;109:B03401. https://doi.org/10.1029/2003JB002582Субботин М. Д., Павлов В. А., Королев Д. О. и др. Специализированные лабораторные исследования керна для решения задач бурения, ГРП и разработки нефтегазовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 10. С. 84–92.Subbotin MD, Pavlov VA, Korolev DO, Yakubovsky AS et. al. Specialized laboratory core studies for solving the problems of drilling, hydraulic fracturing of a formation and development of oil and gas fields. Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2020;(10):84-92. (In Russ.).Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. 912 c.McPhee K, Reed J, Zubizaretta I. Laboratory core research: a guide to best practices. Moscow–Izhevsk: Institute of Computer Research; 2018. 912 p. (In Russ.).Давлетова А. Р., Киреев В. В., Кнутова С. Р., Пестриков А. В., Федоров А. И. Разработка корпоративного геомеханического симулятора для моделирования устойчивости ствола скважины // Нефтяное хозяйство. 2018. № 6. С. 88–92.Davletova AR, Kireev VV, Knutova SR, Pestrikov AV, Fedorov AI. Development of corporate geomechanics simulator for wellbore stability modeling. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2018;(6):88-92. (In Russ.).Ардисламова Д. Р., Давлетова А. Р., Закирзянов Ш. И., Пестриков А. В., Судеев И. В., Федоров А. И., Шамсутдинова Е. Р., Хакимов А. А., Абушаев Р. Н. Расчет напряженного состояния на участке северо-комсомольского месторождения с использованием нового корпоративного 3D-симулятора РН-СИГМА // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 3. С. 38–43.Ardislamova DR, Davletova AR, Zakirzyanov ShI, Pestrikov AV, Sudeev IV, Fedorov AI, Shamsutdinova ER, Khakimov AA, Abushaev RN. Calculation of the stress state at the Severo-Komsomolskoye field using the new corporate 3D simulator RN-SIGMA. The Oil and Gas exposition. 2023;(3):38-43. (In Russ.).

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