Методика расчета коэффициента пороупругости применительно к объектам Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

UDK: 622.276.031.011.43:53.091
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-10-10-13
Ключевые слова: коэффициент пороупругости (коэффициент Био), прочностные свойства керна, предел прочности, эффективное давление, теория упругости
Авт.: А.В. Чурков (ООО НК «Роснефть-НТЦ»), А.А. Рогозин (ООО НК «Роснефть-НТЦ»), В.М. Яценко (ПАО «НК Роснефть»), А.С. Демахин (ООО НК «Роснефть-НТЦ»), А.И. Каменюка (ООО НК «Роснефть-НТЦ»)

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание вовлечению в разработку коллекторов со сложной структурой, обусловленной неоднородностью пороупругих свойств. В настоящее время в компании применяется широкий спектр методов лабораторного изучения деформационно-прочностных свойств горных пород. Результаты исследований способствуют повышению эффективности научного сопровождения разработки нефтяных и газовых месторождений. Многие операции определения механических свойств пород, такие как определение пределов прочности при различных условиях, стали рутинными. Наиболее общим и информативным в отечественной практике является комплексная методика построения паспортов прочности пород, которая дает необходимый минимум информации о прочностных и деформационных свойствах пород для дальнейшего использования в целях геомеханического и гидродинамического моделирования. Одним из важнейших параметров, используемых как в моделировании, так и в расчете исходных данных для геомеханических лабораторных исследований, является коэффициент пороупругости (Био). Его определение требует проведения серии длительных обособленных исследований. Для получения необходимых расчетных данных необходимо оценить деформационные характеристики кернового материала в различных условиях распределения нагрузок, что связано с усложнением аппаратной части эксперимента.

В статье представлен разработанный в ПАО «НК «Роснефть» метод расчета коэффициента Био. Исходными данными для расчета служат результаты определения прочностных свойств керна, например, в рамках построения паспортов прочности пород. Это позволяет существенно снизить затраты на лабораторные исследования. В компании уделяется большое внимание научно-методическому обеспечению цифрового моделирования и также снижению связанных с ним издержек.

Список литературы

1. Coussy O. Poromechanics. – John Wiley & Sons Ltd, 2004. – 298 р.

2. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – Elsevier B.V., 2008. – 491 р.

3. Zhou X., Vachaparampil A., Ghassemi A. A combined method to measure Biot’s coefficient for Rock, American Rock Mechanics Association, presentation at the 47th US Rock Mechanics // Geomechanics Symposium held in San Francisco, CA, USA, 23–26 June 2015. – USA, CA, San Francisco: ARMA, 2015. – 9 p.

4. Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Рогозин А.А. Обоснование комбинированной технологии повышения производительности скважин для условий майкопских отложений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 114–116. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-114-116

5. Рогозин А.А., Леонов Я.А., Сухова О.Г. Оценка эффективности применения обработки призабойной зоны пласта при лабораторном моделировании радиальной фильтрации // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 1 (637). – С. 20–23. – DOI: 10.33285/0207-2351-2022-1(637)-20-23

6. Дронова И.А., Посысоев А.А., Рогозин А.А. Выявление потенциально-эффективных интервалов артинского горизонта для проектирования бурения горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 2. – С. 57–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-2-57-61

7. Franquet J.A., Abass H.H. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter Three different methods. Rock Mechanics for industry / edited by A. Kranz, S. Smeallie. – Rotterdam: Balkema, 1999. – Р. 349–355.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.