А.И. Петров, А.С. Кузнецов, В.А. Перешеин
Комплексные лабораторные геомеханические исследования по моделированию и оценке динамики изменения пороупругих свойств карбонатного коллектора
DOI 10.47148/0016-7894-2026-1-75-83
Ключевые слова: методический подход; керн; лабораторное моделирование; истощения запасов углеводородов; геомеханические исследования; фильтрационные исследования; ультразвуковые исследования.
Для цитирования: Петров А.И., Кузнецов А.С., Перешеин В.А. Комплексные лабораторные геомеханические исследования по моделированию и оценке динамики изменения пороупругих свойств карбонатного коллектора // Геология нефти и газа. – 2026. – № 1. – С. 75–83. DOI: 10.47148/0016-7894-2026-1-75-83.
Разработка и калибровка цифровых геомеханических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов для последующей оценки запасов, продуктивности скважин, а также оседания земной поверхности и решения других задач базируются на результатах лабораторных исследований физико-механических и фильтрационных свойств образцов кернового материала. На сегодняшний день существует целый ряд подходов к проведению исследований: лабораторному моделированию физических процессов, набору контролируемых и измеряемых параметров, аналитической обработке результатов исследований. В статье рассмотрен разработанный авторами статьи методический подход к лабораторному моделированию динамики изменения термобарических, напряженно-деформированных и фильтрационных условий процесса истощения запасов углеводородов коллектора с использованием образцов кернового материала и к математическому моделированию динамики изменения пороупругих и фильтрационно-емкостных характеристик пласта-коллектора. Представленный методический подход к проведению комплексных лабораторных исследований отличается сочетанием одновременно выполняемых геомеханических, ультразвуковых и фильтрационных испытаний образца керна, а также математическим моделированием динамики пороупругих свойств на основе модифицированного дифференциально-дискретного метода, базирующегося на аналитической обработке непрерывной последовательности фиксируемых в процессе лабораторного моделирования данных посредством расчета скользящих средних значений определяющих параметров для каждого момента времени испытания.
Петров Александр Игоревич ORCiD
Ведущий инженер
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»,
614068 Пермь, ул. Академика Королева, 21а
e-mail: Aleksandr.Petrov2@lukoil.com
Web of Science Researcher ID: NRB-2289-2025
SPIN-код: 1347-6267
AuthorID: 682953
Кузнецов Алексей Сергеевич
Начальник отдела
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»,
614068 Пермь, ул. Академика Королева, 21а
e-mail: Aleksej.Kuznetsov2@lukoil.com
Перешеин Виталий Александрович
Инженер
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»,
614068 Пермь, ул. Академика Королева, 21а
e-mail: Vitaly.Pereshein@lukoil.com
1. ГОСТ 26450.1-85 Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением / Исп.: В.И. Петерсилье, Э.Г. Рабиц, Л.А. Коцеруба, А.Г. Ковалев, Я.Р. Морозивич // Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. ГОСТ 26450.0-85 — ГОСТ 26450.2-85: Сб. ГОСТов. – М. : Изд-во стандартов, 1985. – С. 5–12.
2. Teeuw D. Prediction of Formation Compaction from Laboratory Compressibility Data // Society of Petroleum Engineers Journal. –1971 – Т. 11. – № 3. – С. 263–271.
3. Newman, G.H. Pore-Volume Compressibility of Consolidated, Friable, and Unconsolidated Reservoir Rocks Under Hydrostatic Loading // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – Т. 25. – № 2. – С. 129–134. DOI: 10.2118/3835-PA.
4. Chertov M.A. and Suarez-Rivera R. 2014. Practical Laboratory Methods for Pore Volume Compressibility Characterization in Different Rock Types [Электронный ресурс] // 48th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium : мат-лы совещания (Миннеаполис, 1–4 июня 2014 г.) – Миннеаполис, 2014 – Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2014-7532 (дата обращения 29.09.2025).
5. Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous rocks // Petrol Trans – 1957. – Т. 210. – № 1. – С. 331–340. DOI: 10.2118/728-G.
6. Zhou Xuejun, Ghassemi A. Uniaxial Strain Pore Volume Compressibility Test on Shale Under Stress Relaxation Loading Condition [Электронный ресурс] // 54th U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium : мат-лы межд. совещания (Голден, 28 июня–1 июля, 2020 г.). – Голден, 2020. – Режим доступа: https://onepetro.org/ARMAUSRMS/proceedings-abstract/ARMA20/ARMA20/ARMA-2020-1037/447502 (дата обращения 26.09.2025).
7. Жуков В.С., Кузьмин Ю.О. Сопоставление подходов к оценке сжимаемости порового пространства // Записки Горного института. – 2022. – Т. 258. – С. 1008–1017. DOI: 10.31897/PMI.2022.97.
8. Jaeger J.C., Cook N.G., Zimmerman R.W. Fundamentals of Rock Mechanics. – Нью-Йорк : J.Wiley &Sons, 2009. – 593 с.
9. Zimmerman S.W.H., King M.S. Compressibility of porous rocks // Journal of Geophysical Research: Solid Earth – 1986. – Т. 91. – № B12. – С. 12765–12777.
10. Zimmerman R.W. Pore Volume and Porosity Changes under Uniaxial Strain Conditions // Transport in Porous Media. – 2017. – Т. 119. – С. 481–498.
11. McPhee С., Reed О., Zubizarreta I. Core Analysis: a Best Practice Guide. – Амстердам : Elsevier, 2015. – 829 с.
12. Bagdasarov N. Fundamentals of Rock Physics. – Кембридж : Cambridge University Press, 2021. – 572 с.
13. Macini P., Mesini E. Static and Dynamic Reservoir Rock Compressibility at High Pressure [Электронный ресурс] // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference : мат-лы межд. совещания (Абу-Даби, 11–14 ноября 1998 г.). – Абу-Даби, 1998. – Режим доступа: https://onepetro.org/SPEADIP/proceedings-abstract/98ADIPEC/98ADIPEC/SPE-49549-MS/191004 (дата обращения 27.09.2025). DOI: 10.2118/49549-MS.
14. Авчян Г.М., Матвеенко А.А., Стефанкевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. – М. : Недра, 1979. – 224 с.
15. Biot M.A., Willis D.G. The elastic coefficients of the theory of consolidation // Journal of Applied Mechanics. – 1957. – Т. 24. – № 4. – С. 594–601.
16. Hall H.N. Compressibility of Reservoir Rocks // Journal of Petroleum Technology. – 1953. – Т. 5. – № 1. – С. 17–19. DOI: 10.2118/953309-G.
17. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – Оксфорд : Elsevier, 2012. – C. 919.
18. Lewis R.W., Makurat A., Pao W.K.S. Fully coupled modeling of seabed subsidence and reservoir compaction of North Sea oilfields // Hydrogeology Journal. – 2003. – Т. 11. – № 1. – С. 142–161. DOI: 10.1007/s10040-002-0239-z.
Рубрика: Коллекторы нефти и газа