بررسی مکانیسم هرزروی گل حفاری برای چاه قائم در سازند دارای شکستگی با در نظر گیری شرایط تخلخل دوگانه: مطالعه موردی چاه SIE-05 در حوزه نفتی خلیج‌فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 معدن، مکانیک سنگ، صنعتی امیر کبیر، تهران، ایران

2 اداره زمین شناسی، شرکت نفت فلات قاره، تهران، ایران

3 دکتری ژئومکانیک، دانشگاه ارومیه

چکیده

حفاری در سازندهای دارای شکستگی و مسئله هرزروی سیال یکی از چالش‌های مهم در صنایع بالادستی نفت است. ناپایداری چاه، زمان‌های غیر مولد(NPT)، هرزروی سیال حفاری و مخاطرات ناشی از آن می‌تواند منجر به افزایش هزینه‌های حفاری شود. کنترل و مدیریت فشار حفاری (MPD) ازجمله ابزارهای مؤثر در کاهش هزینه‌های حفاری است. وجود شکستگی‌های طبیعی و پیچیدگی فرآیندهای هیدرومکانیکی در این سازندها، مسئله کنترل فشار ته چاه و تعیین مشخصه‌های بهینه گل حفاری را دشوار می‌کند. بنابراین برای تعیین یک الگوی حفاری بهینه، شناخت مکانیسم‌های هیدرومکانیکی ضروری است. در این مقاله با ایجاد مدل سه‌بعدی هیدرومکانیکی از چاه در سازند دارای شکستگی و با در نظر گرفتن شرایط تخلخل دوگانه، هرزروی سیال در ماتریکس و شکستگی بررسی‌شده است. نتایج نشان داد با افزایش نرخ تزریق سیال حفاری جابجایی‌های برشی در امتداد شکستگی افزایش و افت فشار سیال مشاهده شد. برای نرخ تزریق 10 بشکه بر ساعت سهم ماتریکس تراوا و شکستگی در هرزروی سیال برابر به دست آمد. در شرایط تنش‌های همسانگرد لغزش‌ها در امتداد شکستگی محدود و درنتیجه فشار سیال افزایش یافت. با افزایش نسبت تنش‌های افقی بیشینه به کمینه گسترش سیال در امتداد شکستگی‌ها افزایش و سهم تراوش سیال از فصل مشترک صفحات شکستگی و ماتریکس سنگی مجاور آن افزایش می‌یابد.

کلیدواژه‌ها


Abdideh, M. a. (2013). Estimating the reservoir permeability and fracture density using petrophysical logs
in Marun oil field (SW Iran). Petroleum Science and Technology, 1048-1056.
Almagro, S. P. (2014). Sealing fractures: Advances in lost circulation control treatments. Oilfield Review, 4-13. Retrieved from Schlumberger .
Baecher, G. B. (1983). Statistical analysis of rock mass fracturing. Journal of the International Association for Mathematical Geology, 329-348.
Bour, O. a. (2002). A statistical scaling model for fracture network geometry, with validation on a
multiscale mapping of a joint network (Hornelen Basin, Norway). Journal of Geophysical Research: Solid Earth, ETG-4.
Cao, N. a. (2019). Stress-Dependent Permeability of Fractures in Tight Reservoirs. Energies, 117.
Cappa, F. a.-F. (2006). Hydromechanical modelling of pulse tests that measure fluid pressure and fracture
normal displacement at the Coaraze Laboratory site, France. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 1062-1082.
Halliburton . (2018). Retrieved from Halliburton : https://www.halliburton.com/en-US/default.html
Han, G. a. (2003). Description of fluid flow around a wellbore with stress-dependent porosity and
permeability. Journal of Petroleum science and engineering, 1-16.
Hart, R. (2003). Enhancing rock stress understanding through numerical analysis. International journal of
rock mechanics and mining sciences, 1089-1097.
Itasca. (2016). 3DEC User Manual Version 5.2. Minneapolis: Itasca Consulting Group.
Karatela, E. a. (2016). Study on effect of in-situ stress ratio and discontinuities orientation on borehole
stability in heavily fractured rocks using discrete element method. Journal of Petroleum Science and Engineering, 139, 94–103.
Labenski, F. a. (2003). Drilling Fluids Approaches for Control of Wellbore Instability in Fractured
Formations. SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition. Abu Dhabi: Society of Petroleum Engineers.
Lei, Q. a.-P.-F. (2017). The use of discrete fracture networks for modelling coupled geomechanical and
hydrological behaviour of fractured rocks. Computers and Geotechnics, 151-176.
Li, S. a. (2012). Pore-pressure and wellbore-stability prediction to increase drilling efficiency. Journal of Petroleum Technology, 64, 98-101.
Mansour, A. a. (2019). Smart lost circulation materials for productive zones. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 281-296.
Meng, M. a. (2019). Wellbore stability in naturally fractured formations featuring dual-porosity/singlepermeability and finite radial fluid discharge. Journal of Petroleum Science and Engineering, 790-803.
Min, K.-B. a.-F. (2004). Stress-dependent permeability of fractured rock masses: a numerical study.
International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 1191-1210.
Nagel, N. a.-N. (2013). Coupled numerical evaluations of the geomechanical interactions between a
hydraulic fracture stimulation and a natural fracture system in shale formations. Rock mechanics and rock engineering, 581-609.
Salehi, S. a. (2010). Numerical simulations of wellbore stability in under-balanced-drilling wells. Journal of Petroleum Science and Engineering, 229-235.
Sapigni, M. a. (2003). Engineering geological characterization and comparison of predicted and measured
performance of a cavern in the Italian Alps. Engineering geology, 47-62.
Taheri, A. (2018). Three-dimensional hydro-mechanical model of borehole in fractured rock mass using
discrete element method. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53 , 263–275.
Tour, J. M. (2012). Graphene compositions and drilling fluids derived therefrom. United States Patent and Trademark Office.
Valenti, N. P. (2002). A unified theory on residual oil s aturation and irreducible water saturation. SPE
Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
Zhang, J. (2013). Borehole stability analysis accounting for anisotropies in drilling to weak bedding planes.
International journal of rock mechanics and mining sciences, 160-170.
Zhang, X. a. (1999). Numerical modelling of wellbore behaviour in fractured rock masses. Journal of Petroleum Science and Engineering, 95-115.
Zhang, Z. a. (2018). Effects of stress-dependent permeability on well performance of ultra-low permeability
oil reservoir in China. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 565-575.