New Analytical Approach for Reservoir Stress Approximation Based on Acid Fracturing Data

روش تحليلي جديد براي تخمين تنش‌هاي برجا در مخازن نفتي بر اساس داده‌هاي اسيدكاري شكاف‌دهنده

اخيراً كاربرد مكانيك سنگ در صنعت نفت سرعت چشم‌گيري پيدا كرده است. از جمله چنين كاربردهايي مي‌توان به تحليل پايداري در چاه‌هاي افقي و نيز توليد ماسه ضمن استخراج نفت از مخازن ماسه سنگي اشاره كرد. البته تخمين جهت و مقدار تنش‌هاي برجا پارامتر مهمي براي اين‌گونه كاربردها است. اين موضوع به‌قدري مهم است كه تلاش جهاني براي اشتراك اين‌گونه داده‌هاي گران‌قيمت صورت گرفته و نقشه جهاني تنش‌هاي برجا بر اساس گزارش‌هاي افراد مختلف از سراسر دنيا در حال تدوين است. در اين تحقيق تلاش شده است كه تنش‌هاي برجا در يك مخزن نفتي بر اساس داده‌هاي روتين مربوط به شكافت سنگ براي اسيدكاري تخمين زده شود كه بر اساس معادلات مكانيك سنگ براي حفره‌هاي دايره‌اي مي‌توان رابطه بين فشار لازم براي بازگشايي مجدد شكاف و مقدار تنش‌هاي برجا را به‌صورت تخميني مشخص كرد. با استفاده از معادلات شناخته شده دارسي براي جريان در محيط‌هاي متخلخل، رابطه تخميني بين حداقل و حداكثر تنش‌هاي برجا و پارامترهاي مخزن نفت مثل نفوذپذيري، فشار مخزن، مدول الاستيسيته سنگ، ويسكوزيته اسيد، فشار تزريق و غيره ارايه شده است. بنا بر اين با داشتن سرعت جريان اسيد تزريق شده براي تحريك چاه و ساير پارامترهاي مخزن، مي‌توان تنش‌هاي برجا را تخمين زد. اين تكنيك امكان كسب اطلاعات مهم در مورد رفتار مكانيكي مخزن را فراهم مي‌كند. سپس اين روش در مخزني به‌عنوان مطالعه موردي به‌كار گرفته شد. اهميت اين روش در مقياس محلي و نيز در مقياس جهاني براي كمك به توسعه و تطابق داده‌هاي مربوط به تنش‌هاي برجا در مناطق نفت‌خيز است

In this research attempts were made to estimate the in-situ stresses acting on a hydrocarbon reservoir based on routine activities of acid injection in oil reservoir. It was found that the relation between the re-opening pressure of fracture and principal in-situ stresses can be estimated using rock mechanics equations for the circular underground cavities. An appropriate relation between the maximum and minimum horizontal principal in-situ stresses and reservoir parameters such as permeability, reservoir pressure, Young’s modulus, acid viscosity, injection flow rate and etc., was developed by using the well-known Darcy equations for fluid flow in porous media. Accordingly, knowing the flow rate of acid injection during well operations and some other reservoir parameters, in-situ stresses may be estimated. The method was then successfully applied to a large carbonate reservoir as a case study in south-west of Iran. Maximum and minimum effective horizontal stresses were calculated by employing the presented method.