georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2023.2.16geores-72Research ArticleСтатьиИзучение изменений структуры пустотности горных пород при создании напряженного состояния методами электронной микроскопииStudy of texture changes in the emptiness of rocks under the tension conditions by electron microscopy methodsОсовецкийБ. М.OsovetskyB. M.

Борис Михайлович Осовецкий – доктор геол.-мин. наук, профессор кафедры минералогии и петрографии, заслуженный деятель науки РФ

614990, Пермь, ул. Букирева, д. 15

Boris M. Osovetsky – DSc (Geology and Mineralogy), Head of Mineralogy and Petrology Department

15, Bukirev st., Perm, 614990

КазымовК. П.KazymovK. P.

Константин Павлович Казымов – кандидат геол.- мин. наук, доцент кафедры минералогии и петрографии

614990, Пермь, ул. Букирева, д. 15

Konstantin P. Kazymov – PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Mineralogy and Petrology Department

15, Bukirev st., Perm, 614990

КолычевИ. Ю.KolychevI. Y.

Игорь Юрьевич Колычев – кандидат тех. наук, инженер

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29

Igor Y. Kolychev – PhD (Engineering), Engineer

29, Komsomolsky st., Perm, 614990

СавицкийЯ. В.SavitckiiYa. V.

Ян Владимирович Савицкий – старший преподаватель

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29

Yan V. Savitckii – Senior Lecturer

29, Komsomolsky st., Perm, 614990

ГалкинС. В.GalkinS. V.

Сергей Владиславович Галкин – доктор геол.-мин. наук, профессор, декан горно-нефтяного факультета

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29

Sergey V. Galkin – DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Head of the Mining and Oil Faculty

29, Komsomolsky st., Perm, 614990

gnfd@pstu.ruПермский государственный национальный исследовательский университетРоссияPerm State UniversityRussian FederationПермский национальный исследовательский политехнический университетРоссияPerm National Research Polytechnic UniversityRussian Federation202313042024252228235Copyright © Осовецкий Б.М., Казымов К.П., Колычев И.Ю., Савицкий Я.В., Галкин С.В., 20242024Осовецкий Б.М., Казымов К.П., Колычев И.Ю., Савицкий Я.В., Галкин С.В.Osovetsky B.M., Kazymov K.P., Kolychev I.Y., Savitckii Y.V., Galkin S.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/72

На примере нефтяной залежи в верейских отложениях одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделены литотипы, различающиеся структурой пустотного пространства. На образцах керна для различных литотипов проведены эксперименты с изменением напряженного состояния пород в условиях объемного (псевдотрехосного) сжатия. Создаваемое в экспериментах давление отождествлено с развитием процессов на удалении от эпицентра появления трещин гидроразрыва. До и после нагружения образцы керна исследованы методами неразрушающего контроля. Изучение структуры образцов стандартными и томографическими методами не позволило установить существенных изменений при нагружении образцов, но было отмечено некоторое увеличение проницаемости пород. С учетом этого дальнейшее изучение образцов проведено с помощью электронной микроскопии, что позволило получить количественную информацию об изменениях пустотного пространства, невидимых при обычной рентгеновской томографии. Установлено, что как для потенциальных коллекторов, так и для непроницаемых пород происходит увеличение протяженности и раскрытости естественных трещин, что может рассматриваться как формирование дополнительных эффективных каналов фильтрации флюидов.

On the example of an oil deposit of the Vereisk age which is one of the deposits in the Volga-Urals, lithotypes of rocks are distinguished, characterized by a fundamentally different structure of the void space. For selected lithotypes experiments were carried out on core samples with a change in the stress state of rocks under conditions of volumetric (pseudo-triaxial) compression. The pressure created in the experiments is identified with the development of processes at a distance from the epicenter of the hydraulic fractures appearance. Core samples were studied before and after exposure by non-destructive testing methods. The study of the sample structures by standard and tomographic methods did not allow us to establish significant changes during loading of the samples. At the same time, some increase in rock permeability was established in experiments. With this in mind, the samples were studied according to a technique specially developed by the authors using electron microscopy. The use of microscopic studies made it possible to obtain quantitative information about the change in the void space at a level inaccessible to X-ray tomography. As a result, it was found that both for potential reservoirs and for impermeable rocks, there is an increase in the length and opening of preexisting fractures, which can be considered as the formation of additional effective fluid filtration channels. The experiments performed have changed the idea of the process of hydraulic fracture development and can be used in geological and technological calculations.

гидроразрыв пластакернэкспериментальное нагружение образцовтрещиноватостьтомографияэлектронная микроскопияhydraulic fracturingcoreexperimental loading of samplesfracturingtomographyelectron microscopyИсследования выполнены при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (проект № FSNM-2023-0005).The research was funded by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation (Project No. FSNM-2023-0005).ReferencesГальянова Т.И., Пименов Ю.Г., Прошляков Б.К. (1987). Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. М.: Недра, 200 с.Cherepanov S.S., Ponomareva I.N., Erofeev A.A., Galkin S.V. (2014). Determination of fractured rock parameters based on a comprehensive analysis of the data core studies, hydrodynamic and geophysical well tests. Neftyanoe Khozyaistvo = Oil Industry, (2), pp. 94–96. (In Russ.)Гаршина О.В., Казаков Д.А., Некрасова И.Л., Хвощин П.А., Предеин А.А., Казымов К.П., Жданов В.М., Осовецкий Б.М., Конесев Г.В. (2020). Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения и освоения скважин. Нефтяное хозяйство, (6), c. 40–44. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-40-44Galkin S.V., Martyushev D.A., Osovetsky B.M., Kazymov K.P., Song H. (2022). Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using X-ray tomography and electron microscopy methods. Energy Reports, 8, pp. 6245–6257. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.04.070Гилаев Ген.Г., Хабибуллин М.Я., Гилаев Г.Г. (2020). Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе. SOCAR Proceedings, 4, pp. 33–41.Galkin S., Savitckii Ia., Shustov D., Kukhtinskii A., Osovetsky B., Votinov A. (2023). Modeling of crack development associated with proppant hydraulic fracturing in a clay-carbonate oil deposit. Fluid Dynamics Materials Processing, 19(2), pp. 273–284. https://doi.org/10.32604/fdmp.2022.021697Исакова Т.Г., Дьяконова Т.Ф., Носикова А.Д., Калмыков Г.А., Акиньшин А.В., Яценко В.М. (2021). Прогнозная оценка фильтрационной способности тонкослоистых коллекторов викуловской свиты по результатам исследования керна и ГИС. Георесурсы, 23(2), с. 170–178. https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.17Galyanova T.I., Pimenov Y.G., Proshlyakov B.K., (1987). Collector properties of sedimentary rocks in big depths. Moscow: Nedra, 200 p. (In Russ.)Махмутов И.Х., Салимов О.В., Гирфанов И.И., Зиятдинов Р.З., Мансуров А.У., Кочетков А.В. (2017). Результаты научно-технического сопровождения работ в области гидроразрыва пласта. Георесурсы, 19(4), с. 374–378. ttps:/ doi.org/10.18599/grs.19.4.11Garshina O.V., Kazakov D.A., Nekrasova I.L., Khvoshchin P.A., Predein A.A., Kazymov K.P., Zhdanov V.M., Osovetsky B.M., Konesev G.V. (2020). Application of X-ray tomography method for estimation of drilling agents influence on sedimentary rocks in the process of borehole drilling and completion. Neftyanoe Khozyaistvo = Oil Industry, (6), pp. 40–44. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-40-44Новокрещенных Д.В., Распопов А.В. (2020). Направления повышения эффективности гидроразрыва пласта в карбонатных отложениях месторождений Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 20(2), c. 175–181. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.7Ghadami N., Rasaei M.R., Hejri Sh., Sajedian A., Afsari K. (2015). Consistent porosity – permeability modeling, reservoir rock typing and hydraulic flow unitization in a giant carbonate reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 131, pp. 58−69. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.04.017Равелев К.А., Вяткин К.А., Илюшин П.Ю. (2020). Исследование процессов создания высокопроводящих каналов фильтрации в образцах керна при моделировании кислотного воздействия на фильтрационной установке. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка, 63(5), c. 17–27. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27Gilaev Gen.G., Khabibullin, M.Ya.,Gilaev G.G. (2020). Basic Aspects of Using Acid Gel for Propant Injection During Fracturing Works in Carbonate Reservoirs in the Volga-Ural Region. SOCAR Proceedings, 4, pp. 33–41. (In Russ.)Соколов А.В., Шубина А.В. (2022). Обеспеченность добычи извлекаемыми запасами нефти – о достоверности расчетов. Георесурсы, 24(3), c. 10–16. https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.2Isakova T.G., Dyakonova T.F., Nosikova A.D., Kalmykov D.A., Akinshin A.V., Yatsenko V.M. (2021). Prognosis valuation of thin-layered collector filtration capacity of Nikulovskaya suite under the results of kern study and GIS. Georesursy = Georesources, 23(2), pp. 170–178. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.17Топал А. Ю., Фирсов В. В., Усманов Т. С., Зорин А.М., Хайдар А.М., Горин А.Н. (2020). Региональные аспекты проведения ГРП в ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство, (4), c. 44–48. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-44-48Jin G., Xing H., Li T., Zhang R., Liu J., Guo Z., Ma Z. (2022) An integrated approach of numerical well test for well intersecting fractures based on FMI image. Lithosphere, 4421135. https://doi.org/10.2113/2022/4421135Хижняк Г.П., Амиров А.М., Гладких Е.А., Козлов А.А., Колесов В.А., Захарян А.Г., Пестриков А.В., Чикин А.Е., Комин М.А., Харрис Р. (2015). Исследование воздействия кислотогенерирующего состава DEEPA на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, (3), с. 18–31. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2015.14.3Ketova Y.A., Galkin S.V., Kolychev I.J. (2021). Evaluation and X-Ray tomography analysis of super-absorbent polymer for water management in high salinity mature reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107998. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107998Хисамов Р.С., Хазипов Р.Г., Базаревская В.Г., Абдуллин Р.Н., Рахматуллина А.Р. (2014). Изучение структуры пустотного пространства сложно-построенных карбонатных пород каширского горизонта методом электрического микросканирования. Геология нефти и газа, (3), с. 47–53.Khisamov R.S., Khazipov R.G., Bazarevskaya V.G., Abdullin R.N., Rakhmatullina A.R. (2014). Studying the structure of void space of complex carbonate rocks of the kashirskian horizon using electric microscanning technique. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology, (3), pp. 47–53. (In Russ.)Черепанов С.С., Пономарева И.Н., Ерофеев А.А., Галкин С.В. (2014). Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство, (2), с. 94–96.Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A., Kozlov A.A., Kolesov V.A., Zakharian A.G., Pestrikov A.V., Chikin A.E., Komin M.A., Harris R. (2015). Laboratory tests of DEEPAacid-generatingcompound. Bulletin of PNRPU. Vestnik PNIPU. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo, 14, рр.18–31. (In Russ.) DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.3Galkin S.V., Martyushev D.A., Osovetsky B.M., Kazymov K.P., Song H. (2022). Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using X-ray tomography and electron microscopy methods. Energy Reports, 8, pp. 6245–6257. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.04.070Li J., Zhao G., Jia X., Yuan W. (2017). Integrated study of gas condensate reservoir characterization through pressure transient analysis. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 46, pp. 160−171. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.07.017Galkin S., Savitckii Ia., Shustov D., Kukhtinskii A., Osovetsky B., Votinov A. (2023). Modeling of crack development associated with proppant hydraulic fracturing in a clay-carbonate oil deposit. Fluid Dynamics Materials Processing, 19(2), pp. 273–284. https://doi.org/10.32604/fdmp.2022.021697Makhmutov I.K., Salimov O.V., Girfanov I.I., Ziyatdinov R.Z., Mansurov A.U., Kochetkov A.V. (2017). The results of scientific-technical accompaniment of works in the sphere of hydrofracturing. Georesursy = Georesources, 19(4), pp. 374–378. (In Russ.). https:/ doi.org/10.18599/grs.19.4.11Ghadami N., Rasaei M.R., Hejri Sh., Sajedian A., Afsari K. (2015). Consistent porosity – permeability modeling, reservoir rock typing and hydraulic flow unitization in a giant carbonate reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 131, pp. 58–69. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.04.017Novokreshchennykh D.V., Raspopov A.V. (2020). Trends in improving hydraulic fracturing efficiency in carbonate deposits at Komi Republic and Nenets Autonomous District fields. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 20(2), pp.175–181. https:/ doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.7Jin G., Xing H., Li T., Zhang R., Liu J., Guo Z., Ma Z. (2022) An integrated approach of numerical well test for well intersecting fractures based on FMI image. Lithosphere, 4421135. https://doi.org/10.2113/2022/4421135Ravelev K.A., Vyatkin K.A., Ilyushin P.Yu. (2020). Creation of highconductive filtration channels in core samples when simulating acid exposure at a filtering unit. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration, 63(5), pp. 17−27. (In Russ.). https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-17-27Ketova Y.A., Galkin S.V., Kolychev I.J. (2021). Evaluation and X-Ray tomography analysis of super-absorbent polymer for water management in high salinity mature reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107998. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107998Sokolov A.V., Shubina A.V. (2022). Reserves-to-production ratio – on the reliability of estimates. Georesursy = Georesources, 24(3), pp. 10–16. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.2Li J., Zhao G., Jia X., Yuan W. (2017). Integrated study of gas condensate reservoir characterization through pressure transient analysis. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 46, pp. 160–171. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.07.017Topal A.Y., Firsov V.V., Usmanov T.S., Zorin A.M., Khaidar A.M., Gorin A.N. (2020). Regional aspects of GRP in “Udmurtneft”. Neftyanoe Khozyaistvo = Oil Industry, (4), pp. 44–48. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-44-48Xie F., Zhang C., Liu R., Xiao C. (2018). Production prediction for fracture – vug carbonate reservoir using electric imaging logging data. Petroleum Exploration and Development, 45(2), pp. 349–356. https://doi.org/10.11698/PED.2018.02.19Xie F., Zhang C., Liu R., Xiao C. (2018). Production prediction for fracture – vug carbonate reservoir using electric imaging logging data. Petroleum Exploration and Development, 45(2), pp. 349−356. https://doi.org/10.11698/PED.2018.02.19

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