石油物探  2016, Vol. 55 Issue (6): 861-868  DOI: 10.3969/j.issn.1000-1441.2016.06.011
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尹帅, 丁文龙, 王濡岳, 等. . 海陆过渡相致密砂岩储层Biot系数自适应预测方法研究[J]. 石油物探, 2016, 55(6): 861-868. DOI: 10.3969/j.issn.1000-1441.2016.06.011.
YIN Shuai, DING Wenlong, WANG Ruyue, et al. . A new prediction method of Biot coefficient for marine-land transition phase tight sandstone reservoir based on the self-adapt method[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2016, 55(6): 861-868. DOI: 10.3969/j.issn.1000-1441.2016.06.011.

基金项目

国家自然科学基金(41372139,41072098)、国家科技重大专项(2011ZX05018-001-002,2011ZX05009-002-205,2016ZX05046-003-001)联合资助

作者简介

尹帅(1989—),男,博士在读,主要从事“非常规油气构造和裂缝及其与含气量关系”研究

通讯作者

丁文龙(1965—),男,教授,博士生导师,长期从事“石油构造分析与控油作用、非常规油气构造和裂缝及其与含气量关系”等方面的教学与科研工作

文章历史

收稿日期:2015-08-28
改回日期:2015-11-10
海陆过渡相致密砂岩储层Biot系数自适应预测方法研究
尹帅1, 丁文龙1, 王濡岳1, 单钰铭2, 周文2, 王兴华1     
1. 中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083;
2. 成都理工大学能源学院,四川 成都 610059
摘要: 沁水盆地石炭—二叠系海陆过渡相致密砂岩气测异常极为普遍, 具有致密气勘探、开发潜力, 但目前该地层致密砂岩缺少Biot系数的相关研究。Biot系数(α)的准确预测对地震反演、压裂设计、出砂趋势预测、储层应力敏感性、井眼轨迹优化及井壁稳定性分析等方面均具有重要参考价值。为了弥补该不足, 以海陆过渡相致密砂岩储层为研究对象, 结合Gassman-Biot-Geertsma方程, 提出基于自适应方法的Biot系数预测方法。研究结果表明, 利用自适应方法能有效提取目的层致密砂岩的基质矿物体积模量(Ko)和干岩石体积模量(Kd)。KoKd均与纵波速度(vP)具有较好的正相关性。该致密砂岩的孔隙度φ平均值为4.11%, α平均值为0.179。α较低的原因与致密砂岩所经历的强压实及胶结作用相关。将提出的Biot系数预测新方法分别与孔隙度方法、声学参数方法及考虑孔隙空间变形3种方法进行了对比, 结果表明, 利用孔隙度和声学参数方法计算所获得的α与本文结果具有较好的对应关系, 验证了本文方法的有效性。
关键词: 致密砂岩    自适应方法    Biot系数    孔隙度方法    声学参数方法    孔隙空间变形方法    
A new prediction method of Biot coefficient for marine-land transition phase tight sandstone reservoir based on the self-adapt method
YIN Shuai1, DING Wenlong1, WANG Ruyue1, SHAN Yuming2, ZHOU Wen2, WANG Xinghua1    
1. School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China;
2. College of Energy Resource, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China
Foundation Item: The research is financially supported by the National Natural Science Foundation of China(Grant Nos.41372139,41072098)and the National Science and Technology Major Project of China(Grant Nos.2011ZX05018-001-002,2011ZX05009-002-205,2016ZX05046-003-001)
Abstract: The gas logging anomalies are extremely common in the Permo-Carboniferous marine-land transition phase tight sandstone reservoir of Qinshui Basin. This shows great potential of tight gas exploration and development in this area,but there's no study on Biot cofficient of the tight sandstone at present. The accurate prediction of Biot coefficient (α) has important reference value for seismic inversion,fracturing design,sand production trend prediction,reservoir stress sensitivity evaluation,borehole trajectory optimization,borehole stability analysis and so on. In order to overcome this shortage,in this paper,we take the marine-land transition phase tight sandstone reservoir as the research target,combining the Gassman-Biot-Geertsma equation. A new method of calculating Biot coefficient based on the adaptive method is put forward. The results show that this method can effectively extract the matrix mineral modulus (Ko) and dry rock modulus (Kd) of the tight sandstone reservoir. There is a good positive correlation among Ko,Kd and vP. For this tight sandstone,the average value of its porosity is 4. 11%,and the average value of its α is 0. 179. The lower value of α is associated with strong compaction and cementation. We compare the proposed method in this paper with three other methods about porosity,acoustic parameter and pore space deformation. The results show that the calculated α using the former two methods both have a good corresponding relationship with the results obtained using our method. By comparing of the three methods,we demonstrate that our method is effective.
Key words: tight sandstone    self-adapt method    Biot coefficient    porosity method    acoustic parameters method    pore space deformation method    

沉积盆地中, 岩石作为孔隙弹性介质[1], 其外部载荷受岩石骨架和孔隙流体共同影响, 这两者的合力即为有效应力。基于此, TERZAGHI[2]提出了著名的有效应力概念, 定义有效应力(σ′)为岩石所承受的总应力(σ)与孔隙压力(Pf)的差值, 即σ′=σ-Pf, 但该公式仅适用于未固结岩石或松散沉积物。

对于中等及强固结岩石, 考虑到颗粒支撑岩石内部存在较强的压实及胶结作用[3], 孔隙流体实际上未完全承担全部地层压力。因此, BIOT[4]提出了Biot理论(又称有效应力理论)公式, 该公式在TERZAGHI提出的公式基础上进行了修正, 定义有效应力σ′=σ-αPf, 其中, α被称为Biot系数或有效应力系数, 其取值范围在0~1.0, 定义为静态孔隙空间变形量与岩石总体积变化量的比值[5]。前人研究表明, Biot理论不仅适用于沉积岩体, 也适用于孔隙度低于1%的结晶岩体, 因此具有广阔的适用空间[6]。对于强固结致密岩石而言, 其α通常较小;随着岩石固结程度的降低, 其α逐渐增加;当岩石固结程度非常低或内部结构极为松散时, α接近1.0, 此时Biot理论公式中的σ和Terzaghi公式中的σ相同。

由Biot理论公式可以看出, Biot系数主要用于权衡地层压力对岩石有效应力的影响程度, 是控制地层岩石变形及流体渗流的内在因素。该参数是地震反演、压裂设计、出砂趋势预测、储层应力敏感性研究、井眼轨迹优化及井壁稳定性分析的重要输入参数[7], 在油气勘探、开发中均具有重要应用价值。

Biot系数可通过设计三轴实验测试方法获得[8]。具体方法为:首先保持岩石孔隙压力不变, 逐渐增加围压, 求得岩石体积压缩系数(Cb);然后, 在“不封套”条件下, 将围压和孔压同时以相同的速率增加。此时, 岩石孔隙压力与外部压力始终相等, 岩石的变形完全由颗粒引起, 求得岩石颗粒压缩系数(Cs)。最终, 岩石α可以表示为α=1-Cs/Cb

该实验方法虽然可以较为准确地获得岩石Biot系数, 但存在费用高昂且数据离散的缺陷[9]。基于该问题, 很多学者试图利用岩石物性参数及声学参数等完成对岩石Biot系数的预测[10-11], 取得了一些重要成果, 但均存在一定问题, 例如在利用物性参数如孔隙度预测岩石Biot系数时, 所考虑的参数较少[10]。对于致密砂岩来说, Biot系数的降低机制除受压实减孔影响外, 还受强胶结作用的影响, Biot系数变化幅度较大(0.1~0.9) , 因而单依靠孔隙度对致密砂岩Biot系数进行预测, 可靠度相对较低[10];而利用声学参数预测岩石Biot系数虽然考虑的因素较为全面, 但仅代表一种动态结果, 与静态结果间具有一定差异, 需要进行相应校正[10]。同时, 对于同一岩性地层, 其中矿物组分、微组构及微裂缝发育程度均存在一定差异, 因此声学预测方法中定义岩石基质矿物参数为一定值的假设[12], 会使预测误差进一步扩大。

基于以上方法存在的不足, 本文以含气海陆过渡相致密砂岩储层为研究对象, 提出了一种新的Biot系数预测方法, 即利用自适应方法提取地层干岩石模量及基质矿物模量参数, 综合考虑孔隙度及静态力学参数对致密砂岩Biot系数的影响。我们将该方法获得的Biot系数预测结果与常规方法进行对比, 证明了该方法的有效性。

1 致密砂岩Biot系数常规预测方法 1.1 利用孔隙度预测岩石Biot系数(方法1)

前人提出多种利用孔隙度(φ)预测砂岩Biot系数的方法, 对于未固结砂岩, 可以利用经验公式(1) [10];而对于强固结致密砂岩, 往往采用经验公式(2) [11]。从公式(1) 和公式(2) 均可看出, 砂岩αφ的增加而增加。对于致密砂岩((2) 式), 当其孔隙度从0增加到10%时, 相应岩石α从0增加到0.33, 致密砂岩具有α较低的特征。

$\alpha =\frac{-184.05}{1+\left( \frac{\exp \varphi +0.5646}{0.09425} \right)}+0.99494~$ (1)
$\alpha =1-{{\left( 1-\varphi \right)}^{3.8}}$ (2)
1.2 利用声学参数预测岩石动态Biot系数(方法2)

利用声学参数预测岩石动态Biot系数的方法主要基于岩石和其中颗粒间压缩性的关系得来[13]。由于α=1-Cs/Cb, 因此, 岩石的α还可以表示为公式(3) 。公式(3) 中的各参数可以利用纵、横波波速进行计算, 见文献[9]和文献[14], 此时α计算结果为动态值。当KdKo为静态值时, 所计算α结果为静态值[14]

$\alpha =1-\frac{{{K}_{d}}}{{{K}_{o}}}~$ (3)

式中:Kd为干岩石体积模量, 单位为GPa;Ko为基质矿物体积模量, 单位为GPa。

同时, 岩石动态α还可以根据公式(4) 进行计算[15]

$\alpha =1-\frac{\rho }{{{\rho }_{m}}~}\cdot \frac{3/\Delta {{t}_{c}}^{2}-4/\Delta {{t}_{s}}^{2}}{3/\Delta {{t}_{mc}}^{2}-4/\Delta {{t}_{ms}}^{2}}$ (4)

式中:ρρm分别为岩石密度及岩石骨架密度, 单位为g/cm3;ΔtcΔts分别为岩石纵波时差及横波时差, 单位μs/m;ΔtmcΔtms分别为岩石骨架的纵波时差和横波时差, 单位为μs/m。公式(4) 中, 岩石骨架参数ρm, ΔtmcΔtms往往取常数。对于本文所研究的致密砂岩来说, 其骨架为石英矿物, 因而ρm取2.65 g/cm3, Δtmc取182 μs/m, Δtms取289 μs/m。

1.3 考虑孔隙空间变形的Biot系数预测方法(方法3)

考虑孔隙空间变形的α预测方法主要基于Biot-Gassmann方程, 由于Biot-Gassmann方程是一个基于Biot理论的修正中-低频近似方程, 可用于地震及测井解释[16]。当考虑孔隙空间时[17], 多孔介质中纵波波速vP和横波波速vS分别满足公式(5) 和公式(6) 。

$\rho {{v}_{P}}^{2}={{K}_{p}}+{{K}_{s}}+4{{\mu }_{s}}/3$ (5)
$\rho {{v}_{S}}^{2}={{\mu }_{s}}$ (6)

式中:Kp为孔隙空间体积模量, 单位为GPa;μs为含流体岩石剪切模量, 单位为GPa。

将公式(5) 和公式(6) 作比可得:

$\frac{{{v}_{P}}^{2}}{{{v}_{S}}^{2}}~~=\frac{{{K}_{p}}}{{{\mu }_{s}}}~~+\frac{{{K}_{s}}}{{{\mu }_{s}}}~~+\frac{4}{3}$ (7)

根据Biot理论, 孔隙空间体积模量Kp可近似表示为[7]:

${{K}_{p}}=\frac{{{\alpha }^{2}}}{\frac{\alpha -\varphi }{{{K}_{o}}}~}~+\frac{\varphi }{{{K}_{f}}}~$ (8)

式中:Kf为流体体积模量, 单位为GPa。

根据公式(7) 和公式(8) 即可求取地层岩石α, 同时可以看出, 由于考虑了Kf, 因此α不仅与岩石骨架参数有关, 而且与岩石中所含流体组分性质相关。由于公式(8) 中的Ks, μsKo参数均为静态值, 因而该方法最终所求得的α亦为静态结果。

2 自适应方法预测致密砂岩Biot系数

利用自适应方法提取致密砂岩地层静态干岩石体积模量(Kd)及基质矿物体积模量(Ko)[18], 进而利用(3) 式完成地层岩石α的预测。

首先, 引入干岩样泊松比σd, 并定义Y:

$Y=\frac{3(1-{{\sigma }_{d}})}{1+{{\sigma }_{d}}}$ (9)

对于致密砂岩而言, 参考本文研究区致密砂岩干岩样三轴实验测试结果, σd取值范围定义为0.10~0.25。

将Biot系数α引入Gassman-Biot-Geertsma方程, 得到关于α的一元二次表达式[19]:

$\begin{align} & \left( Y-1 \right){{\alpha }^{2}}+\left[ Y\varphi \left( \frac{{{K}_{o}}~}{{{K}_{f}}}~-1 \right)-Y+\frac{M}{{{K}_{o}}} \right]~\alpha - \\ & \varphi \left( Y-\frac{M}{{{K}_{o}}} \right)\left( \frac{{{K}_{o}}~}{{{K}_{f}}}~-1 \right)=0 \\ \end{align}$ (10)

其中,

$M=Y{{K}_{d}}+\frac{{{\alpha }^{2}}}{\frac{\alpha -\varphi }{{{K}_{o}}}+\frac{\varphi }{{{K}_{f}}}}$ (11)

由于待定参数较多, 先利用公式(4) 确定动态α。在上述σd定义取值区间内不断调整σdKo, 利用公式(10) 及测试数据对Kd进行计算, 将计算结果代入公式(12) , 完成岩石Ks的计算。将Ks计算结果与实测静态结果进行对比, 确定两者误差最小条件下的σdKo, 进而确定岩石Kd。可以看出, 该方法所确定的KoKd均为静态值;同时, 计算结果KdKo之间具有一定对应关系。将利用自适应方法获得的岩石KoKd代入公式(3) , 从而获得地层岩石静态α

${{K}_{s}}={{K}_{d}}+\frac{\left( 1-\frac{{{K}_{d}}}{{{K}_{o}}^{2}} \right)~}{\frac{\varphi }{{{K}_{f}}}~+\frac{1-\varphi }{{{K}_{o}}}-\frac{{{K}_{d}}}{{{K}_{o}}^{2}}}~$ (12)

式中:Ks为含流体岩石体积模量, 单位为GPa。

3 实例分析 3.1 研究区概述

研究区位于沁水盆地南部樊庄区块煤层气井区, 目前以开发二叠系山西组煤层气(3号煤)为主。老井复查及气测录井资料显示, 该地区太原组、山西组及下石盒子组致密砂岩地层气测异常普遍, 具有巨大的致密气勘探、开发潜力。本文研究数据取自研究区10口单井(垂直井)的山西组及太原组地层, 地层埋深在500~800 m。对各单井岩心进行观察, 结合岩性归位后的测井资料提取致密砂岩物性及声学参数。所提取样本数N共计85组, 研究区致密砂岩静态模量参数与其它物理参数间的关系如图 1所示。图 1中, Ksμs为实验校正后的静态结果。

图 1 研究区致密砂岩静态模量参数与其它物理参数间的关系

图 1可以看出, 目的层致密砂岩物性较差, 孔隙度分布在2.20%~4.75%, 密度分布在2.54~2.72 g/cm3, 具有明显的低孔、致密特征。该致密砂岩Ks主要分布在25~50 GPa, μs主要分布在10~30 GPa。这两个参数与岩石孔隙度均具有较好的负相关性, 而与岩石密度、vPvS具有较好的正相关性。在岩石孔隙度φ<4.2%时, Ksμs降低幅度较大, 之后逐渐变缓。对应密度曲线中, 当岩石密度ρ<2.67 g/cm3时, 岩石Ksμs增加幅度较小, 之后增加幅度逐渐放大。

整体来看, 目的层致密砂岩可划分为两段:①φ>4.2%, ρ<2.67 g/cm3, vP<4.5 km/s, vS<2.2 km/s,这类致密砂岩具有相对较好的物性(孔隙度), 所占比例较大, 地层岩石Ksμs变化幅度较小;②φ<4.2%, ρ>2.67 g/cm3, vP>4.5 km/s, vS>2.2 km/s,这类致密砂岩具有相对较差的物性(孔隙度), 被泥质等基质矿物严重充填, 其在地层中所占比例较小, 地层岩石Ksμs变化幅度较大。

3.2 自适应方法参数提取结果分析

利用本文方法提取了85组致密砂岩样本的KoKd, 所提取致密砂岩地层KdKo与纵波速度vP的关系如图 2所示。从图 2可以看出, 各组致密砂岩的KoKdvP均具有较好的正相关性, 同时, KoKd。各组致密砂岩的Ko主要分布在25.9~50.9 GPa, 平均值为35.0 GPa;Kd主要分布在20.1~53.0 GPa, 平均值为29.0 GPa。

图 2 所提取致密砂岩地层KdKo与纵波波速的关系

利用所提取的致密砂岩的KoKd(图 2)及公式(3) 可以求取各组岩石相应α静态值, 结果如图 3所示。从图 3中可以看出, 所求取的85组致密砂岩的α与岩石孔隙度间具有非常好的正相关性, 在岩石孔隙度从2.20%增加到4.75%的过程中, 相应地层岩石的α从0.100增加到了0.224。由于目的层致密砂岩整体物性特征差异不大, 因而所求取的地层α变化亦不大, 这85组致密砂岩的φ平均值为4.11%, α平均值为0.179。

图 3 致密砂岩地层岩石孔隙度φ与所计算α的关系

该致密砂岩α较低的原因与其所经历的强压实及胶结作用有关[20]图 4为Z1井致密砂岩(岩屑石英砂岩)显微图像, 可以看出, 其颗粒间多呈凹凸接触, 压实特征显著。所研究目的层致密砂岩中胶结物组分以硅质、钙质和绿泥石最为常见。硅质胶结物主要呈次生加大边、粒状自生石英和微晶-隐晶质玉髓3种形式产出; 钙质胶结物则呈泥晶、细粒状和连生结构3种形式产出;自生绿泥石多呈薄膜状, 多分布在碎屑颗粒周围, 应属成岩作用早期产物;自生高岭石多呈书册状或片状。这些充填组分及特征表明该区致密砂岩经历了强胶结作用。

图 4 Z1井岩屑石英砂岩显微图像

从前人获得的一些致密砂岩(φ<10.00%)及常规砂岩(φ>10.00%)α取值实验结果[21-25](表 1)可以看出, 第1~11组致密砂岩的φ主要分布在0.70%~7.70%, 平均值为4.26%;相应α主要分布在0.172~0.390, 平均值为0.242。第12~24组常规砂岩的φ主要分布在10.20%~20.10%, 平均值为15.20%;相应α主要分布在0.375~0.900, 平均值为0.637。中孔常规砂岩的φα均明显大于致密砂岩。

表 1中第1~11组致密砂岩的φα平均值与本文致密砂岩相差不大。将本文致密砂岩的φα表 1中的结果进行相关性分析, 结果如图 5所示。从图 5可以看出, 本文数据与前人给出的数据变化趋势极为一致。向下延长这条拟合线(图 5)会经过坐标原点(0, 0) , 此时, 地层岩石孔隙度为0, 相应岩石的α和Biot理论公式中Pf均为0, 地层岩石有效应力(σ′)等于总应力σ。这些特征均能在一定程度上表明, 本文所计算的研究区致密砂岩Biot系数可靠, 所提出的方法有效可行。

图 5 砂岩孔隙度与Biot系数的关系
表 1 砂岩孔隙度及Biot系数取值结果
3.3 Biot系数预测结果方法对比

将本文所提出方法分别与前述孔隙度方法(方法1) 、声学参数方法(方法2) 及考虑孔隙空间变形方法(方法3) 进行对比。采用4种方法计算得到的研究区致密砂岩α值与孔隙度间关系见图 6。其中, 方法1采用公式(2) 计算, 方法2采用公式(4) 计算。

图 6 岩石孔隙度与采用不同方法计算的α的关系

图 6中可以看出, 采用方法1,方法2和本文方法所计算的α均随孔隙度的增加而增加, 与实际情况相符。但采用方法3所计算的α随孔隙度的增加而降低, 部分α>1, 与实际情况明显不符;当φ<4.20%时该方法预测误差较大, 当φ>4.20%时, 预测误差略小, 但所计算的α离散度较大, 表明该方法应慎用。

当致密砂岩φ<4.20%时, 采用方法1,方法2和本文方法计算获得的α差别较小(图 6), 但采用本文方法的计算结果略大于采用方法1的计算结果, 而采用方法1的计算结果略大于采用方法2的计算结果。当岩石φ>4.20%时, 采用方法1,方法2和本文方法计算获得的α差别相对较大, 此时, 采用方法2计算的α最大, 采用本文方法的结果次之, 采用方法1的结果最小。

整体来看, 由于目的层致密砂岩物性变化较小, 所计算的α应具有较小的离散度。因此, 利用本文方法所计算的α最为合理。采用方法1和方法2计算的致密砂岩α值虽然具有一定误差, 但与采用本文方法计算的α具有较好的对应关系(图 7)。这一结果表明当采用方法1和方法2预测研究区致密砂岩α时, 可以利用该转换关系进行校正, 从而减小其预测误差。

图 7 采用不同方法计算的致密砂岩Biot系数校正结果
4 结论

1) 以海陆过渡相致密砂岩储层为例, 提出基于自适应方法的Biot系数预测方法。提取的致密砂岩储层Ko主要分布在25.9~50.9 GPa, 平均值为35.0 GPa;Kd主要分布在20.1~53.0 GPa, 平均值为29.0 GPa;α平均值为0.179。α 值较低的原因与致密砂岩所经历的强压实及胶结作用有关。

2) 将本文方法分别与孔隙度方法、声学参数方法及考虑孔隙空间变形方法进行了对比。结果表明, 考虑孔隙空间变形方法在致密砂岩孔隙度φ<4.20%时误差较大;当孔隙度φ>4.20%时, 计算的α具有一定的离散度, 因此该方法应慎用。 对于另外两种方法(孔隙度方法和声学参数方法), 当孔隙度φ<4.20%时, 采用这两种方法与采用本文方法计算获得的α差别较小;当孔隙度φ>4.20%时, 采用声学参数方法计算的α值最大, 采用本文方法的结果次之, 采用孔隙度方法的结果最小。

3) 采用孔隙度和声学参数方法计算的α与采用本文方法的结果之间具有较好的对应关系, 该关系可以用于α的校正。

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