Коэффициент Био в терригенном разрезе: методы исследования и практическая значимость

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, Ач_3-4, 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).

1. Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rocks // Society of Petroleum Engineers. 1957. SPE-728-G.

2. Wang H. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology // Princeton University Press: Princeton. 2000.

3. Biot M. A. Theory of stress-strain relations in anisotropic viscoelasticity and relaxation phenomena // Journal of Applied Physics. 1954. P. 1385–1391.

4. 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.

5. Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. John Wiley & Sons, Inc.: New York, 1943. http://dx.doi.org/10.1002/9780470172766

6. Biot, M.A. General Theory of Three Dimensional Consolidation // Journal of Applied Physics. 1941. No. 12. P. 155–164.

7. 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.

8. 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/10.24887/0028-2448-2022-10-10-13

9. Чурков 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/10.24887/0028-2448-2023-11-17-19

10. Biot M. A., Willis D. G. The elastic coefficients of the theory of consolidation // Journal of Applied Mechanics. 1957. No. 24. P. 594–601.

11. Franquet 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.

12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. 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. 117–122

16. Lee M. Biot–Gassmann theory for velocities of gas hydrate-bearing sediments. Geophysics. 2002.

17. Klimentos T., Mc Cann C. Way is the Biot slow compressional wave not observed in real rocks // Geophysics. 1988. Vol. 53. P. 1605–1609.

18. Moore 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/10.1029/2003JB002582

19. Субботин 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.

20. Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. 912 c.

21. 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.

22. 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.