تعيين محدوده ي تنش برجا در اطراف چاه هاي آسيب ديده ي ميدان نفتي مارون

Determination of In-situ stress in the Marun oilfield’s failure wells

تعيين محدوده اي دقيق از تنش برجا در ميادين نفتي از اهميت ويژه اي جهت عمليات حفاري، تكميل و نگهداري چاه و همچنين در علم ژيومكانيك نفت برخوردار مي باشد. به زباني ساده تر تعيين مقدار و جهت تنش هاي القايي ناشي از حفاري در اطراف چاه هاي حفاري شده اولين گام در بررسي ژيومكانيكي و تحليل پايداري چاه مي باشد. در اين مقاله به دليل اهميت موضوع مچالگي لوله هاي جداري در ميدان مارون، در گام نخست مطالعات ژيومكانيكي به تعيين محدوده ي تنش برجا در چاه هاي آسيب ديده پرداخته شده است. مقدار تنش قايم (SV) در بازه 85 تا 90 مگاپاسكال براي تمامي چاه ها برآورد شد. براي تخمين مقدار محدوده ي تنش افقي حداكثر (SHmax) از روش تيوري گسلش آندرسون و چندضلعي تنش استفاده شد كه مقداري نزديك به تنش قايم بدست آمد. همچنين تنش افقي حداقل (Shmin) به وسيله روش هاي مختلف محاسبه و مقايسه شد كه داراي كم‌ترين مقدار تنش برجا بود. در انتها رژيم گسلش منطقه از نوع گسلش نرمال / امتداد لغز تعيين و مشخص شد كه به دليل ليتولوژي نمك و وجود فشار منفذي بالا در سازند گچساران (منطقه مشكل زا)، تنش ها داراي مقدار نزديك به هم مي باشند و مي توان حالت تنش را نزديك به تنش هيدرو استاتيك در نظر گرفت.

Determination of In-situ stress domain in oilfields is so important for drilling, well completion and petroleum geomechanics. Simply, determination of magnitude and direction of In-situ stress around wellbore is the first step of geomechanical studies and wellbore stability particularly. Preliminarily, because of importance of casing collapse problem in the Marun oilfield, the magnitude of in-situ stress is determined. The magnitude of vertical stress (Sv) was in range of 85 to 90 MPa. The minimum horizontal stress (Shmin) determined by some analytical methods. For estimating of maximum horizontal stress (SHmax) domain we used Anderson’s faulting theory and stress polygon. So the magnitude of SHmax was so close to Sv and the faulting regime shows normal/strike slip. Within Gachsaran Formation in depth of collapses because of salty lithology and high pore pressure, magnitude of In-situ stress is so close and it can be assume hydrostatic stress state