بررسي مكانيسم هرزروي گل حفاري براي چاه قائم در سازند داراي شكستگي با در نظر گيري شرايط تخلخل دوگانه: مطالعه موردي چاه SIE-05 در حوزه نفتي خليج‌فارس

Investigation of mud loss mechanism for vertical wellbore in fractures formation considering dual porosity conditions: A case study for SIE-05 wellbore in Persian Gulf oilfield

حفاري در سازندهاي داراي شكستگي و مسئله هرزروي سيال يكي از چالش‌هاي مهم در صنايع بالادستي نفت است. ناپايداري چاه، زمان‌هاي غير مولد(NPT)، هرزروي سيال حفاري و مخاطرات ناشي از آن مي‌تواند منجر به افزايش هزينه‌هاي حفاري شود. كنترل و مديريت فشار حفاري (MPD) ازجمله ابزارهاي مؤثر در كاهش هزينه‌هاي حفاري است. وجود شكستگي‌هاي طبيعي و پيچيدگي فرآيندهاي هيدرومكانيكي در اين سازندها، مسئله كنترل فشار ته چاه و تعيين مشخصه‌هاي بهينه گل حفاري را دشوار مي‌كند. بنابراين براي تعيين يك الگوي حفاري بهينه، شناخت مكانيسم‌هاي هيدرومكانيكي ضروري است. در اين مقاله با ايجاد مدل سه‌بعدي هيدرومكانيكي از چاه در سازند داراي شكستگي و با در نظر گرفتن شرايط تخلخل دوگانه، هرزروي سيال در ماتريكس و شكستگي بررسي‌شده است. نتايج نشان داد با افزايش نرخ تزريق سيال حفاري جابجايي‌هاي برشي در امتداد شكستگي افزايش و افت فشار سيال مشاهده شد. براي نرخ تزريق 10 بشكه بر ساعت سهم ماتريكس تراوا و شكستگي در هرزروي سيال برابر به دست آمد. در شرايط تنش‌هاي همسانگرد لغزش‌ها در امتداد شكستگي محدود و درنتيجه فشار سيال افزايش يافت. با افزايش نسبت تنش‌هاي افقي بيشينه به كمينه گسترش سيال در امتداد شكستگي‌ها افزايش و سهم تراوش سيال از فصل مشترك صفحات شكستگي و ماتريكس سنگي مجاور آن افزايش مي‌يابد.

Wellbore instability and drilling fluid loss in fracture formation is one of the main issues in deep drilling. In order to determine an efficient drilling methodology it is necessary to investigate the effect of fracture on instability and fluid loss mechanism. In this article in order to evaluation of the vertical wellbore stability and fluid loss in fracture formation, three dimensional simulation of a wellbore in the Persian Gulf was carried out using Discrete Fracture Network (DFN) and Distinct Element Method (DEM). In order to investigate the Hydromechanical mechanism in fracture formation, drilling fluid was injected by rate of 10 BPH and viscosity of 1.08 cP to the wellbore. Slip in fractures, shear displacement and the volume of fluid loss was determined as main parameters for wellbore stability analysis. The effect of in-situ stresses ratio (σ_H/σ_h ) on instability mechanism and fluid loss was carried out based on 4 different scenarios for in-situ stresses ratio. By increasing in-situ stresses ratio and in an anisotropic (σ_H/σ_h =2) satat, slips and shear displacement along the discontinuity increased. In this case, for 25 BPH drilling fluid flow ratio the fluid pressure decrease along the discontinuities. The parametric study for five different fluid flow ratio showed that in (σ_H/σ_h =1.06) the fluid expansion in fracture increased. Moreover, tension failure and shear displacement decreased in low fluid flow ratio. In 5 BPH fluid flow ratio, the fluid pressure in fractures increased compared with higher fluid flow ratio. This is because of less shear displacement and fluid expansion along fracture in lower fluid flow ratio.