CC BY
549
Ключевые слова:
разработка
месторождений,
коллектор,
пористость,
физические
свойства,
эффективное
давление,
температура,
пластовые условия
Keywords:
development of oil and gas fields, reservoir, porosity,
physical properties, effective pressure, temperature, in situ conditions.
550.8.05:622.279 В.С. Жуков
Основные причины изменения комплекса физических свойств коллекторов при разработке месторождений углеводородов
При разработке нефтегазовых месторождений в геологической среде происходят значительные изменения гидродинамического режима, что, несомненно, влияет на напряженно-деформационное состояние горных пород, а следовательно, и на их физико-механические и реологические свойства [1, 2], во многом определяющие эксплуатационные характеристики пластов-коллекторов. Любые дополнительные воздействия на геологическую среду приводят к изменению напряженного состояния и вызывают новые деформации горных пород, которые могут сопровождаться как их уплотнением, так и разуплотнением, что необходимо учитывать при выборе оптимальных условий воздействия. Знание этих изменений особенно необходимо при применении таких методов интенсификации, как законтурное заводнение и гидроразрыв пластов. С напряженно-деформационным состоянием связаны и такие явления, как обширные просадки земной поверхности и техногенные землетрясения на нефтегазовых месторождениях, прогнозирование которых также является немаловажной задачей.
При разработке месторождений нефти и газа, как правило, происходит снижение пластового давления, и так как горное давление вышележащих пород остается без изменений, то растет эффективное давление (Рэф). При этом происходит перераспределение напряжений, и ту часть нагрузки, которую принимал на себя содержащийся в порах горных пород флюид (газ, вода, нефть и т.д.), будет воспринимать уже скелет породы, ее твердая матрица.
В процессе разработки месторождений по разным причинам зачастую увеличивается содержание воды в пласте-коллекторе, что тоже существенно меняет его физические свойства. И значительно реже происходят изменения температуры коллектора в прискважинной зоне, которые могут быть вызваны дроссельным эффектом при резком снижении пластового давления либо термическим воздействием на пласт при мероприятиях увеличения углеводородоотдачи пласта.
Применяемые в настоящее время геофизические методы исследования скважин не позволяют напрямую изучать весь комплекс процессов (включая деформационные), происходящих в пласте при разработке месторождений. Поэтому автором было проведено физическое моделирование некоторых из этих процессов в лабораторных условиях (в развитие подобных работ, которые ранее проводили Г.М. Авчян, Н.С. Гудок, В.М. Добрынин, Н.Н. Павлова, А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко, А.Н. Ставро-гин, А.Г. Протосеня, В.А. Ханин, Ch.B. Carpenter, I. Fatt, J. Geertsma [3-26] и др.).
Влияние изменений температуры на физические свойства коллектора
Повышение температуры пласта вызывает тепловое расширение породообразующих минералов и приводит к небольшим изменениям их плотности и пористости, что обусловливает изменения физических свойств горных пород. При нагревании горных пород происходят изменения электрохимических свойств поверхности минералов и насыщающего породу флюида (воды), что также влияет на физические свойства коллекторов [3, 5-7, 9, 11, 13, 22].
Во-первых, удельное электрическое сопротивление (УЭС) минералов, составляющих твердый скелет горных пород, варьируется в широких пределах и умень-
шается с повышением температуры [3, 5-7, 9, 11, 13, 22]. Величина и интенсивность уменьшения сопротивления минералов с повышением температуры являются функциями их химического состава и структуры. Наличие в твердой фазе минералов с электронной проводимостью оказывает существенное влияние на зависимость сопротивления горных пород от температуры. В температурном поле УЭС твердой фазы горной породы, состоящей из п минералов, которые чаще являются диэлектриками и реже - полупроводниками, подчиняется экспоненциальному закону [8, 11]: • для диэлектриков:
Р, = X рЕГ,
I=1
• полупроводников:
р, = £ РЕГг ,
(1)
(2)
где рТ и р0 - УЭС при температуре Т и 0 К, Ом-м; / - порядковый номер минерала от 1 до п; Е0 -энергия активации /-го минерала, эВ; к - постоянная Больцмана, эВ-1-К; Т - температура, К.
Во-вторых, температура влияет на сопротивление растворов, насыщающих поровое пространство горных пород. Осложняется это и тем, что сопротивление растворов с различным составом солей по-разному меняется с изменением температуры вследствие различной активности входящих в их состав анионов и катионов. Изменение сопротивления насыщающей породу модели пластовой воды при изменении температуры можно учесть с помощью специальных палеток или по формуле [5]:
Рт =
1
1+(а„+§т П!Л )(т - 20°)
возникающего на границе твердой и жидкой фаз. Это влияние можно учесть с помощью коэффициента 5Т, который определяется минеральным составом глин и минерализацией пластовой воды. В первом приближении 5Т можно считать не зависящим от температуры [9]. Экспериментальные исследования коллекции глин [5] показали, что его значение при минерализации воды 250 кг/м3 №С1 находится в пределах от 0 до 10-2 и возрастает с повышением содержания глинистых минералов с высокой поверхностной активностью.
В работе [5] сделан вывод о том, что «для чистых коллекторов при температуре, не превышающей 200-250 °С , зависимость УЭС горных пород от температуры не отличается от аналогичной зависимости для водных растворов, насыщающих коллектор». Наиболее просто с достаточной для практического применения точностью можно оценить влияние температуры на сопротивление раствора солей с помощью формулы Арпа [13]:
Р„Т2 = РеТ,
( Т + 21,5 ^ ч Т + 21,5 ,
(4)
(3)
где РТ - температурный параметр; а - температурный коэффициент электропроводности по-ровых вод, меняющийся в зависимости от их химического состава от 150 • 10-4 до 260 • 10-4 (для №С1 а = 216 • 10-4 1/°С); 5Т - коэффициент, учитывающий влияние твердой составляющей породы преимущественно за счет дополнительной электропроводности, созданной глинистыми минералами.
Если коллектор содержит глинистую компоненту, то изменение его температуры может приводить к появлению дополнительной поверхностной проводимости за счет изменения параметров двойного электрического слоя,
где рвГ] и реТ2 - УЭС пластовой воды (Ом-м) при температурах Т1 и Т2, °С.
Изменение упругих свойств горных пород при обводнении
Степень влияния флюида, насыщающего поры и микротрещины породы, зависит от его свойств (сжимаемости, плотности и др.), свойств твердой фазы породы и упругости скелета. Насыщение порового пространства смачивающей жидкостью, химически не взаимодействующей с твердой фазой, увеличивает объемную упругость пористой среды и, следовательно, приводит к повышению скорости распространения продольных волн [3]. Аналитические расчеты скоростей упругих волн для сухих и насыщенных 10%-ным раствором №С1 горных пород показали, что в зависимости от упругости скелета влияние водонасыщения на скорость может достигать 50 % и больше. Сделан вывод [3] о том, что в неплотных формациях по данным измерений скорости распространения ультразвуковых упругих волн можно различать заполнение пор жидкостью.
Исследования зависимости упругих модулей от давления, выполненные на сухих и водо-насыщенных образцах бедфордского известняка [20], показали, что наибольшие изменения от
I=1
водонасыщенности испытывают модуль сжатия и коэффициент Пуассона, в то время как модуль сдвига почти не зависит от нее (рис. 1).
В работе [19] приведены зависимости скоростей упругих волн от степени насыщения массиллонского песчаника водой (рис. 2).
Показано, что скорости слабо зависят от насыщения до уровня примерно 95 %, после чего скорость продольной волны очень быстро растет до величины, характерной для 100%-ной водонасыщенности.
^ 8-
х
Я
60
45
30
15
В
Ч с?
О ю
8 „ =13
я ^
И г'
о
£ К
Я и
8 я
3 С я » я
4
60
45
30
15
—__
Образец: — водонасыщенный — сухой -1-
1
Давление, кбар
а
Образец: — водонасыщенный — сухой -1-
с
я
3
5 .
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
15
12
Образец:
— водонасыщенный
— сухой
Давление, кбар б
Образец: — водонасыщенный — сухой -1-
Давление, кбар
в
Давление, кбар
г
Рис. 1. Зависимости динамических упругих модулей бедфордского известняка от давления и характера насыщения водой [20]: а - динамический модуль сжатия; б - коэффициент Пуассона; в - динамический модуль Юнга; г - динамический модуль сдвига
2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600
-- — Р-волны 1
£-вол ны
/
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Водонасыщенность, %
а
70 60 50
40 -30 20 10
— Р-волны — ¿¡'-волны к„ = 23 0 >>
У \
/ \
/
у
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Водонасыщенность, % б
Рис. 2. Зависимость скорости распространения (а) и затухания (б) упругих волн образцов массиллонского песчаника от степени его водонасыщенности [19] (Кп - коэффициент пористости)
2
9
6
3
2
2
Зависимости изменения комплекса физических свойств коллектора от роста эффективного давления и температуры
Основной целью проводившихся ранее испытаний образцов в условиях, моделирующих пластовые [3-8, 10,11, 13, 14 и др.], являлось определение влияния литологического и минерального составов пород на их петрофизи-ческие свойства. Целью исследований автора являлось определение влияния на комплекс физических свойств образцов коллектора горных пород главных термобарических факторов (эффективного давления и температуры), сопровождающих процесс разработки месторождения.
Данная задача решалась путем раздельного определения характера влияния эффективного давления и температуры на породы ачимов-ской пачки, которая является одной из перспективных для прироста запасов газа и увеличения добычи на таких месторождениях, как Ямбург-ское, Уренгойское и др. Исследованная коллекция состояла из восьми типичных образцов горных пород, отобранных из пластов Ач01 и Ач3 и представленных песчаниками и алевролитами, имевшими в атмосферных условиях открытую пористость от 11,3 до 15,7 % и абсолютную проницаемость от 0,53 до 5,4 мД [22, 23].
В процессе проведения экспериментальных испытаний коллекции образцов проводилось увеличение эффективного давления с 2,0 до 60,0 МПа при постоянном поровом давлении и сопоставлялись значения параметров при температурах 22 и 80 °С.
Среднее значение пористости образцов в процессе увеличения эффективного давления до 60,0 МПа при температуре 80 °С (рис. 3) уменьшилось с 13,625 до 12,794 %, т.е. на 0,83 % (или 0,0083 при Кп в д.ед.) или на 6,1 % относительно начального значения пористости (Рэф = 2,0 МПа, Т = 80 °С). В первом приближении можно оценить изменения пористости на 0,0105 % при увеличении эффективного давления на 1 атм, а изменения пористости на 0,0082 % на один градус роста температуры при сопоставлении значений при 22 и 80 °С.
Наиболее часто для определения пористости используются данные электрического каротажа, по которым можно рассчитать величину параметра пористости (Рп) как отношение УЭС водонасыщенной горной породы и УЭС насыщающего раствора. Среднее значение параметра пористости в процессе увеличения эффективного давления до 60 МПа при температуре 80 °С (рис. 4) выросло с 33,23 до 43,54 (или на 31 %), что позволяет оценить в первом
0
> Рэф°-т7 (степень достоверности Я2 = 0,969)
К, = 13,1
при Рэф = 2-60 МПа, Т =22°С К„ = -0,01 Рэф + 13,37 (Я2 = 0,99)приРэф = 20-60 МПа, Т = 22 °С
8 (Я2 = 0,963) при Рэф = 2-60 МПа, Т =80°С К„ = -0,01 Рэф+ 13,38 (Я2 = 0,996) приРэф = 20-60 МПа, Т=80°С
10
50
20 30 40
Эффективное давление, МПа
Рис. 3. Влияние роста эффективного давления на коэффициент пористости
при температуре 22 и 80 °С
Эффективное давление, МПа
Рис. 4. Зависимость параметра пористости от эффективного давления при температуре 22 и 80 °С
приближении его изменения величиной 0,0535 % при изменении эффективного давления на 1 атм, а также изменения параметра пористости величиной 0,158 % на один градус изменения температуры. Отметим, что использование неполного графика изменений (пунктирные линии на рис. 4) может привести к несколько иным оценкам изменений данного параметра с ростом эффективного давления.
Данные акустического каротажа, в частности определение интервального времени (Л/р) прохождения упругой продольной волной расстояния в один метр, также часто используются в практике оценки пористости коллекторов. Изменения среднего значения интервального времени при росте эффективного давления до 60,0 МПа (рис. 5) составили 28,5 мкс/м (приблизительно 0,0491 мкс/м при изменении эффективного давления на 1 атм). В то же время, применяя аппроксимацию степенной зависимостью, эти изменения можно оценить величиной 0,0153 мкс/м, что более чем в три раза меньше, чем полученная в первом приближении оценка. Изменения интервального времени от температуры можно оценить величиной 0,142 мкс/м на один градус изменения температуры.
Среднее значение скоростей продольных волн (ур) при росте эффективного давления с 2,0 до 60,0 МПа (рис. 6) увеличилось с 3,61 до 4,02 км/с (или 0,41 км/с), что в первом приближении составляет 0,00071 км/с при изменении эффективного давления на 1 атм. В то же время, применяя аппроксимацию экспериментально выявленной степенной зависимостью, градиент изменения скоростей продольных волн от давления можно оценить величиной 0,00024 км/с в диапазоне эффективных давлений, действующих в пласте, что существенно отличается в меньшую сторону от полученной в первом приближении оценки. Средние значения скоростей продольных волн при разных температурах отличаются друга на 0,137 км/с. При перепаде температур 58 °С изменения скоростей продольных волн от температуры можно оценить величиной 0,0024 км/с при изменении температуры на один градус.
Для планирования разработки месторождений существенное значение имеет изменение флюидонасыщенного объема коллектора в процессе разработки. Сжимаемость порового пространства (Впор) характеризует изменение объема коллектора (в долях от начального значения) при снижении пластового давления (росте эффективного давления). Среднее значение сжи-
з
В
2 «
г ^
&
I 5
«
о и
-л -
О
ч
285 280 275 270 265 260 255 250 245 240 235
ДГр = 274,687 Рэф~°"Ю2
О А гр = 278,062Рэф-°™ ■ ДГ= 285,115 Р.
(Я2 = 0,994) при Рэф = 2-60 МПа, Т = 22 °С (Я2 = 0,999) при Рэф = 20-60 МПа, Г=22°С 0 033 (Я2 = 0,991)приРэф = 2-60 МПа, Т = 80 °С (Я2 = 1,000) при Рэф = 20-60 МПа, Т= 80 °С
10
20 30 40
Эффективное давление, атм
50
60
Рис. 5. Зависимость интервального времени от эффективного давления при температуре 22 и 80 °С
4,2
4,1
4,0
3,9
3,8
3,7
3,6
3,5
1
• Ур = 3,642 Р#0-0315 (Я2 = 0,994) при Рэф = 2-60 МПа, Г=22°С ■ ур = 3,510 Рэф0-0331 (Я2 = 0,991)приР# = 2-60 МПа, Г=80°С -1-1-1-1-
10
20 30 40
Эффективное давление, МПа
50
60
Рис. 6. Зависимость скорости продольной волны от эффективного давления
при температуре 22 и 80 °С
маемости исследованных образцов коллектора при увеличении эффективного давления с 2,0 до 60,0 МПа уменьшилось с 2,11 • 10-4 до 1,02 • 10-4 1/атм, т.е. на 1,09 • 10-4 1/атм (рис. 7). Относительное уменьшение сжимаемости -51,5 %. В первом приближении (при линейной аппроксимации) оценка увеличения сжи-
маемости порового пространства при росте эффективного давления составляет 0,089 %/атм. Вновь отметим, что использование неполного графика изменений (пунктирные линии на рис. 7) может привести к иным оценкам изменений данного параметра с ростом эффективного давления.
0
0
2,5 • Ю-4
2,0 • Ю-4
й 1,5 • 10-4
1,0 • 10-4
S 5,0 • 10-4
0,0
"■"--гч ~---- г
А Bnop = 0,00036 Рэф-°-2Ш (R2 = 0,96) при Рэф = 5-60 МПа, T =80°С □ B„op = 0,00055 Рэф-°-411 (R2 = 1,00) при Рэф = 20-60 МПа, T =80°С 1 1 1 1
10
20 30
Эффективное давление, МПа
40
50
60
Рис. 7. Зависимость сжимаемости порового пространства коллектора от эффективного давления при температуре 80 °С
Все данные об изменениях физических свойств исследованных образцов коллектора при моделировании пластовых термобарических условий сведены в табл. 1 и 2.
В заключение отметим, что основной причиной изменения физических свойств коллекторов в процессе разработки месторождений является рост эффективного давления, обу-
Таблица 1
Результаты исследования влияния эффективного давления при одинаковой температуре (80 °С)
Параметры Ед. изм. Рэф = 2,0 МПа Рф = 60,0 МПа Изменение параметра Изменение параметра, % %/атм Ед. изм. парам./атм
K д.ед. 0,13625 0,12794 -0,0083 -6,0991 -0,0105 -0,000014
Рп д.ед. 33,233 43,543 10,310 31,025 0,0535 0,017776
АГ„ мкс/м 277,53 249,07 -28,461 -10,255 -0,0177 -0,049070
км/с 3,605 4,0161 0,411 11,393 0,0196 0,000708
Плотность образца г/см3 2,2900 2,3092 0,019 0,838 0,0014 0,000033
Акустический импеданс, Z 106 кг/м2-с 8,259 9,276 1,017 12,311 0,0212 0,001753
УЭС Ом-м 9,64 12,63 2,990 31,02 0,0535 0,005155
в пор 1/атм 2,11 • 10-4 1,02 • 10-4 -1,09 • 10-4 -51,53 -0,0888 -1,98 • 10-7
Таблица 2
Результаты влияния температуры 22 и 80 °С при одном и том же эффективном давлении (60 МПа)
Параметры Ед. изм. Т = 22 °С Т = 80 °С Изменение параметра Изменение параметра, % %/град Ед. изм. парам./град
К„ д.ед. 0,12855 0,12794 0,0006 0,4745 0,0082 0,000011
Рп д.ед. 47,946 43,543 4,4031 9,1833 0,1583 0,075915
К мкс/м 240,82 249,07 -8,2517 -3,427 -0,0591 -0,142270
км/с 4,153 4,016 0,1373 3,3045 0,0570 0,002366
Плотность образца г/см3 2,3078 2,3092 -0,0014 -0,062 -0,0011 -0,000025
Акустический импеданс, 1 106 кг/м2с 9,587 9,276 0,3110 3,2444 0,0559 0,005363
УЭС Ом-м 31,17 12,63 18,54 59,48 1,03 0,319612
0
словленный снижением пластового давления. Получены экспериментальные данные об изменениях ряда физических свойств коллектора в зависимости от изменений эффективного давления в пласте, сопровождающих процессы разработки месторождений, и сделаны в первом приближении оценки этих изменений. Необходимо проведение дополнительных экспериментальных испытаний образцов в термо-
барических условиях, моделирующих пластовые, для уточнения этих зависимостей, особенно отличающихся от линейных. Полученные зависимости и оценки изменений физических свойств коллекторов могут быть использованы при оптимизации процессов разработки месторождений как для оценки изменений пластовых условий, так и для оценки степени изменения коллекторов.
Список литературы
1. Жуков В.С. Динамика физико-механических свойств горных пород (динамическая петрофизика) / В.С. Жуков // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2002. - № 9. - С. 59-63.
2. Жуков В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа / В.С. Жуков // Бурение и нефть. - 2006. - № 1. - С. 8-9.
3. Авчян Г.М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях / Г.М. Авчян,
A.А. Матвиенко, З.Б. Стефанкевич. -М.: Недра, 1979. - 224 с.
4. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред / Н.С. Гудок. - М.: Недра, 1970. - 208 с.
5. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород /
B.Н. Дахнов. - М.: Недра, 1985.
6. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа / В.М. Добрынин. - М.: Недра, 1970. - 239 с.
7. Добрынин В.М. Петрофизика: учеб. для вузов /
B.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн,
Д.А. Кожевников. - М.: Недра, 1991. - 368 с.
8. Дортман Н.Б. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика): справ. геофизика / Н.Б. Дортман. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1984. - 455 с.
9. Куликов Б.Н. Влияние температуры на удельное электрическое сопротивление песчано-глинистых пород / Б. Н. Куликов // Труды МИНХиГП. - 1979. - Вып. 144. -
C. 7-11.
10. Павлова Н.Н. Деформационные
и коллекторские свойства горных пород / Н.Н. Павлова. - М.: Недра, 1975. - 240 с.
11. Пархоменко Э.И. Электрические свойства горных пород / Э.И. Пархоменко. - М.: Наука, 1965. - 164 с.
12. Ставрогин А.Н. Механика деформирования и разрушения горных пород / А.Н. Ставрогин, А.Г. Протосеня. - М.: Недра, 1992. - 224 с.
13. Тиаб Дж. Петрофизика. Теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Эрл. Ч. Доналдсон; пер. с англ. - 2-е изд. - М.: Премиум инжиниринг, 2011. - 868 с.
14. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов / А.А. Ханин. - М.: Недра, 1976. -295 с.
15. Carpenter Ch.B. Compressibility measurement of consolidated oil sands / Ch.B. Carpenter, G.B. Spenser // Oil weekly. - 1940. - V. 100. -№ 3. - P. 22-29.
16. Fatt I. Compressibility of sandstone at low to moderate pressure / I. Fatt // Bulletin American associate of petroleum geologists. - 1958. -
V. 42. - № 8. - P. 1924-1929.
17. Fatt I. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks / I. Fatt // Trans. AIME. - 1957. - V. 210. - P. 331-339.
18. Geertsma J. Land subsidence above compacting oil and gas reservoir / J. Geertsma // Journal
of Petroleum technology. - 1973. - № 6. -P. 734-744.
19. Marphy W.F. Effects of partial water saturation on attenuation in Massillon sandstone and Vycor porous glass / W.F. Marphy // Journal Acoustical Society. - 1982. - V. 71. - P. 1458-1468.
20. Nur A. Stress induced velocity anisotropy in rock, an experimental study / A. Nur, G. Simmons // Journal Geophysical Research. - 1969. - № 74. -V. 6667-6674.
21. Terzachi K. Soil mechanics in engineering practice / K. Terzachi, R. Peck. - 2-nd ed. -New-York: John Willey and Sons. - 1967.
22. Рыжов А.Е. Влияние пластовых термобарических условий на петрофизические характеристики образцов горных пород ачимовской толщи / А.Е. Рыжов, В.С. Жуков, О.В. Иселидзе и др. // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. ст. -М.: ВНИИГАЗ, 2010. - С. 145-156.
23. Жуков В.С. Влияние геодинамических процессов, сопровождающих разработку нефтегазовых месторождений на петрофизические параметры образцов горных пород ачимовской толщи / В. С. Жуков,
О.В. Иселидзе, А.Е. Рыжов // Современная геодинамика недр и эколого-промышленная безопасность объектов нефтегазового комплекса: мат. Междунар. конф. - М.: Институт Африки РАН, 2009. - С. 39-45.
24. Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика и вариации физических свойств горных пород / Ю.О. Кузьмин, В.С. Жуков. - М.: Горная книга, 2004. - 262 с.
25. Рыжов А.Е. Фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемых пород и их изменение в процессе разработки залежи / А.Е. Рыжов // Проблемы газоносности СССР. -М.: ВНИИГАЗ, 1990. - С. 52-59.
26. Рыжов А.Е. Исследование аномальных явлений при фильтрации газа в низкопроницаемых коллекторах / А. Е. Рыжов, Н. В. Савченко // Актуальные проблемы состояния и развития газового комплекса России. - М.: ГАНГ, 1994. -С. 111.
References
1. Zhukov V.S. Dynamics of physical and mechanical rock properties (dynamic petrophysics) /
V.S. Zhukov // Mining informational analytical bulletin. - 2002. - № 9. - P. 59-63.
2. Zhukov V.S. Laboratory modeling of stratal pressure reduction during oil and gas field development / V.S. Zhukov // Drilling and Oil. -2006. - № 1. - P. 8-9.
3. Avchyan G.M. Petrophysics of sedimentary rocks in deep conditions / G.M. Avchyan,
A.A. Matviyenko, Z.B. Stefankevich. - Moscow: Nedra, 1979. - 224 p.
4. Gudok N.S. Study of physical properties of porous media / N.S. Gudok. - Moscow: Nedra, 1970. -208 p.
5. Dakhnov V.N. Geophysical methods of determination of reservoir properties and oil and gas content of rocks / V.N. Dakhnov. - Moscow: Nedra, 1985.
6. Dobrynin V.M. Deformation and alteration of physical properties of oil and gas reservoirs / V.M. Dobrynin. - Moscow: Nedra, 1970. - 239 p.
7. Dobrynin V.M. Petrophysics: textbook for universities / V.M. Dobrynin, B.Yu. Vendelshtein, D.A. Kozhevnikov. - Moscow: Nedra, 1991. -368 p.
8. Dortman N.B. Physical properties of rocks and mineral resources (petrophysics): geophysicist's reference aid / N.B. Dortman. - 2nd ed., revised and enlarged. - Moscow: Nedra, 1984. - 455 p.
9. Kulikov B.N. Temperature impact on specific electrical resistance of sand and clay rocks /
B.N. Kulikov // Papers of the Moscow Institute for Petrochemical and Gas Industry. - 1979. -Issue. 144. - P. 7-11.
10. Pavlova N.N. Deformation and reservoir properties of rocks / N.N. Pavlova. - Moscow: Nedra, 1975. - 240 p.
11. Parkhomenko E.I. Electrical rock properties / E.I. Parkhomenko. - Moscow: Nauka, 1965. -164 p.
12. Stavrogin A.N. Rock deformation and destruction dynamics / A.N. Stavrogin, A.G. Protosenya. -Moscow: Nedra, 1992. - 224 p.
13. Tiab J. Petrophysics. theory and practice of study of reservoir rock properties and stratal fluid motion / J. Tiab, Earl. Ch. Donaldson; translated from English. - 2nd ed. - Moscow: Premium Engineering, 2011. - 868 p.
14. Khanin A.A. Oil and gas strata petrophysics / A.A. Khanin. - Moscow: Nedra, 1976. - 295 p.
15. Carpenter Ch.B. Compressibility measurement of consolidated oil sands / Ch.B. Carpenter, G.B. Spenser // Oil weekly. - 1940. - V. 100. -№ 3. - P. 22-29.
16. Fatt I. Compressibility of sandstone at low to moderate pressure / I. Fatt // Bulletin American associate of petroleum geologists. - 1958. -
V. 42. - № 8. - P. 1924-1929.
17. Fatt I. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks / I. Fatt // Trans. AIME. - 1957. - V. 210. - P. 331-339.
18. Geertsma J. Land subsidence above compacting oil and gas reservoir / J. Geertsma // Journal
of Petroleum technology. - 1973. - № 6. -P. 734-744.
19. Marphy W.F. Effects of partial water saturation on attenuation in Massillon sandstone and Vycor porous glass / W.F. Marphy // Journal Acoustical Society. - 1982. - V. 71. - P. 1458-1468.
20. Nur A. Stress induced velocity anisotropy in rock, an experimental study / A. Nur, G. Simmons // Journal Geophysical Research. - 1969. - № 74. -V. 6667-6674.
21. Terzachi K. Soil mechanics in engineering practice / K. Terzachi, R. Peck. - 2nd ed. -New-York: John Willey and Sons. - 1967.
22. Ryzhov A.E. Impact of stratal thermobaric conditions on petrophysical properties of rock specimens from the Achimovskaya stratum / A.E. Ryzhov, V.S. Zhukov, O.V. Iselidze et al. // Actual problems of research of stratal hydrocarbon field systems: collection of scientific papers. -Moscow: VNIIGAZ, 2010. - P. 145-156.
23. Zhukov V.S. Impact of geodynamic processes accompanying oil and gas field development on petrophysical parameters of rock specimens from the Achimovskaya stratum / V.S. Zhukov, O.V. Iselidze, A.E. Ryzhov // Recent geodynamics of the subsurface and environmental and industrial safety of oil and gas complex facilities: proceedings of the international conference. -Moscow: Institute of Africa of the Russian Academy of Sciences, 2009. - P. 39-45.
24. Kuzmin Yu.O. Recent geodynamics and variations of physical rock properties / Yu.O. Kuzmin,
V.S. Zhukov. - Moscow, 2004. - 262 p.
25. Ryzhov A.E. Permeability and porosity of low-permeable rocks and their change in the process of deposit development / A.E. Ryzhov // Problems of the Gas Content in the USSR. -Moscow: VNIIGAZ, 1990. - P. 52-59.
26. Ryzhov A.E. Study of anomalous phenomena during gas filtration in low-permeable reservoirs / A.E. Ryzhov, N.V. Savchenko // Topical issues of the condition and development of the gas complex in Russia. - Moscow: GANG, 1994. - P. 111.
