انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Investigation of Geomechanical Parameters of Aquifer in Underground Natural Gas Storage Process بررسی پارامتر‌های ژئومکانیکی آبخوان در فرآیند ذخیره‌‌سازی زیرزمینی گاز طبیعی 1 18 147707 10.22107/jpg.2022.211250.1114 FA سعید محمدی زاده دانشکده مهندسی شیمی، دپارتمان مهندسی نفت، دانشگاه تربیت مدرس حامد نامدار دپارتمان مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه تربیت مدرس آرزو جعفری دپارتمان مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه تربیت مدرس، تهران، ایران کامران گشتاسبی دانشگاه تربیت مدرس، دانشکده فنی و مهندسی Journal Article 2019 12 09 Underground storage of natural gas is mainly accomplished by three methods: storage in depleted oil and gas reservoirs, storage in aquifers, and storage in salt domes. Among these methods, underground storage (UGS) in aquifers is of much paramount due to more accessibility to metropolises and consumption markets, proper conditions, and ability to keep the gas for long period of time. So far, storage of natural gas in aquifers has been studied from various aspects, but from a geomechanical point of view, no studies have been conducted to date. So, in this study, in order to investigate the geomechanical parameters affecting the process of underground storage of natural gas in an aquifer, the process has been simulated by Finite Element Method (FEM) using ABAQUS software and the geomechanical parameters affecting this process have been studied. For this purpose, first, the impacts of gas injection and production on pore pressure and vertical displacement in different times and locations are thoroughly investigated after injection and production phases. Afterwards, the sensitivity analysis is done regarding to the input parameters of the model. The results showed that the ratio of horizontal stresses to initial vertical stress is considered to have the maximum impact on increasing the probability of tensile failure. Also, injection/production rate and the horizontal stresses to initial vertical stress ratio have the greatest influences on probability of shear failure respectively. Besides, injection/production rate and reservoir Young modulus have the highest impact on vertical displacement respectively. The highest vertical displacement after injection phase and after production phase are 8 at the injection location and 12 (mm) at the production location, respectively. In addition, the highest increase of pore pressure took place around injection wells one-year after injection start time which is equal to 534 KPa compared to the aquifer initial pressure. ذخیره‌سازی زیر‌زمینی گاز به طور عمده به سه روش ذخیره‌سازی در مخازن نفت و گاز تخلیه شده، ذخیره‌سازی در سفره‌های آب زیر‌زمینی (آبخوان‌ها) و ذخیره‌سازی در گنبدهای نمکی انجام می‌شود. ذخیره‌‌سازی زیر‌زمینی گاز طبیعی در آبخوان‌ها به دلیل نزدیکی به شهر‌های بزرگ و بازارهای مصرف، از اهمیت بسزایی برخوردار است. تاکنون ذخیره‌سازی گاز طبیعی در آبخوان‌ها از جنبه‌های مختلف مورد بررسی قرار گرفته است، اما از نقطه نظر ژئومکانیکی تاکنون مطالعه‌ای صورت نگرفته است. لذا در این پژوهش به منظور بررسی پارامترهای ژئومکانیکی اثرگذار بر روی فرآیند ذخیره‌سازی زیر‌زمینی گاز طبیعی در یک آبخوان، به شبیه‌سازی فرآیند با استفاده از نرم افزار المان محدود آباکوس پرداخته شده و پارامترهای ژئومکانیکی موثر بر این فرآیند مورد مطالعه قرار گرفته است.در ابتدا تاثیر تزریق و تولید گاز بر فشار منفذی و جابجایی قائم مخزن در زمان‌ها و مکان‌های مختلف پس از پایان تزریق و در انتهای تولید بررسی شد. در ادامه آنالیز حساسیت نسبت به پارامترهای ورودی مدل انجام شد. نتایج نشان داد که نسبت تنش‌های افقی به تنش قائم اولیه بیشترین تاثیر را در بالابردن احتمال گسیختگی کششی دارد. همچنین مقدار دبی تزریقی و تولیدی بیشترین تاثیر را بر افزایش احتمال گسیختگی برشی دارد و پس از آن، نسبت تنش‌های افقی به تنش قائم اولیه بیشترین تاثیر را بر روی احتمال گسیختگی برشی دارد. در مورد جابجایی قائم مخزن در درجه اول دبی تزریقی و تولیدی بیشترین تاثیر را داشته و پس از آن مدول یانگ مخزن در رتبه بعدی قرار می‌گیرد. بیشترین ‌میزان جابجایی پس از تزریق در محل تزریق در حدود 8 میلی‌متر و پس از پایان تولید در محل تولید در حدود 12 میلی‌متر می باشد. بیشترین ‌میزان ‌افزایش‌ فشار ‌منفذی،‌ در ‌اطراف‌ چاه ‌تزریقی و‌‌ یک سال ‌پس‌ از شروع‌ تزریق ‌می‌باشد، که میزان این افزایش فشار نسبت به فشار اولیه آبخوان ‌برابر با 534 کیلو‌پاسکال است..

http://www.irpga-journal.ir/article_147707_6458824d6c8fd0e5560f12d453815bdd.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Determination of geomechanical zones based on evaluation of Unsupervised Machine Learning algorithm methods تعیین واحدهای ژئومکانیکی با استفاده از تجزیه و تحلیل الگوریتم‌های بدون نظارت یادگیری ماشین مبتنی بر نگاره های چاه‌های نفتی 19 34 147718 10.22107/jpg.2022.329417.1158 FA حمید قالیباف محمدآبادی دانشگاه فردوسی مشهد- گروه زمین شناسی مهندسی- دانشکده علوم ناصر حافظی مقدس دانشگاه فردوسی مشهد- گروه زمین شناسی مهندسی- دانشکده علوم غلامرضا لشکری پور گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد، مشهد، ایران 0000-0001-8267-4866 رئوف غلامی استاد. دانشگاه منابع انرژی استاونگر نروژ حسین طالبی شرکت مناطق نفت خیز جنوب Journal Article 2022 02 12 Machine Learning algorithms have widely been adopted to group well log measurements into distinguished lithological groupings, known as Facies/Geomechanical units. This procedure can be achieved using either unsupervised learning or supervised learning algorithms. Supervised learning is the most common and practical of machine learning tasks and it is designed to learn from the example using input data that has been mapped to the correct output. In this research, we can run the modeling using Unsupervised Learning, where we authorize the algorithms to recognize underlying patterns within the data that may not be easily visible during data exploration. Therefore, an unsupervised learning method has been used to determine geomechanical zones. In this method, we give one's consent/assent to algorithms to identify subsurface patterns using data that may not be easily visible during data exploration. First, the application of practical methods of machine learning algorithms, including the K-mean model, Based Spatial Clustering of Applications with Noise (DBSCAN), Hierarchical Agglomerative Clustering (HAC), and Gaussian mixed model, will be explained, And then in this research, the best method for predicting petrophysical layers will be presented and compared the results with an established Lithofacies curve. The required programming is done in a Python environment. In this regard, after well processing, The XGBoost and Multi-Layer Perceptron Neural Network Algorithms have been used to predict the missing data. The optimal number of clusters is obtained using an ‘elbow’, In this article, as the title suggests, Four methods are used in cluster analysis unsupervised machine learning algorithms, but in petrophysical, geological, and geomechanical realities, data seldom conform to good circle patterns. Whereas if the data clusters are circular, K-Means clustering and Hierarchical Agglomerative Clustering( HAC) work great. Therefore, it is better to use the Gaussian mixed models (GMM) method. در این تحقیق از روش یادگیری بدون نظارت جهت تعیین واحد های ژئومکانیکی در یکی از چاههای نفتی جنوب ایران با استفاده از لاگ های داده‌های چاه نگاری شامل نگاره گاما طبیعی(SGR) ، نگاره گاما اصلاح شده(CGR)، چگالی(RHOB)، تخلخل نوترونی(NPHI)، زمان موج برشی(DTSM) و زمان موج طولی (DTCO) استفاده شده است. برنامه نویسی مورد نیاز در محیط پایتون انجام گرفته است. در این راستا ابتدا بعد از پردازش داده های چاه نگاری از دو الگوریتم محبوب قدرتمند نظارت شده یادگیری ماشین ایکس جی بوست (XGBoost) و شبکه عصبی پرسپترون چند لایه (Multi-Layer Perceptron Neural Network) جهت بازیابی داده های گمشده استفاده گردید. سپس از روشهای بدون نظارت یادگیری ماشین شامل مدل k- میانگین (K-Means Clustering)، الگوریتم خوشه بندی سلسله مراتبی(HAC)، الگوریتم خوشه بندی DBSCAN مبتنی بر غلظت، و مدل آمیخته گوسی (Gaussian Mixture Modelling) جهت تعیین واحد های ژئومکانیکی مخزنی پر فشار، آهکهای نارک لایه و غیرمخزنی مسئله دار استفاده شد. در این روش‌ها الگوریتم‌ها خود الگوهای زیر سطحی را با استفاده از داده ها شناسایی می کنند که ممکن است به راحتی در طول کاوش داده قابل مشاهده نباشند. معیار ارزیابی دقت روش دقت در شناسایی آهک های نازک لایه، سازندهای غیر مخزنی مسئله دار و افق های پر فشار سازند های مورد مطالعه در نظر گرفته شد. نتایج مطالعات نشان داد که از بین روش‌های مورد مطالعه روش GMM به جای اینکه بر اساس فاصله باشد، مبتنی بر توزیع است و از مرزهای خوشه/تصمیم بیضی استفاده می کند. بنابراین، منجر به طبقه‌بندی نرم تری می شود. علاوه براین، بخاطر قرار دادن الگوهای احتمالاتی مختلف برای شناسایی واحد‌های ژئومکانیکی، روشی بهتر جهت تعیین واحدهای مخزنی پر فشار ایلام، سروک و آهکهای نازک لایه می باشد.

http://www.irpga-journal.ir/article_147718_5f6292f696d5e4acbc55ee616df891d1.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Numerical investigation of natural discontinuities in hydraulic fracturing using discrete fracture network بررسی عددی تاثیر ناپیوستگی‌های طبیعی در فرآیند شکست هیدرولیکی با اعمال شبکه شکستگی‌های مجزا 35 47 147738 10.22107/jpg.2022.329582.1159 FA علی کاظمی دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک- دانشگاه صنعتی شاهرود مجید نیکخواه هیات علمی دانشگاه صنعتی شاهرود مجتبی حیدری شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب ایران Journal Article 2022 02 13 With the increasing need for energy and the dependence of various industries on fossil fuels, oil and gas experts have been forced to think about increasing production from existing fields. These conditions necessitated the introduction of new methods for this purpose for oil and gas reservoirs, the most important of which was the use of hydraulic fracturing methods. Numerous factors can affect the condition of the fracture and its geometry, which can be noted as the existence of natural fractures as one of the most important factors. The geometric properties of natural fractures can affect how the operation is performed and the type of hydraulic fracture created; Therefore, studying them before performing the operation is inevitable. In this study, natural fractures have been investigated using a discrete fracture network and the hydraulic fracturing process using a numerical method based on discrete element method. In this regard, the geometric properties of fractures such as density, fracture length and orientation and its effect on hydraulic fractures have been studied. The results indicate that the characteristics of the discrete fracture network and the geometry of the fractures can influence the hydraulic fracturing operation and control the results, and in most cases provide promising results in estimating the reservoir response to fluid injection. با افزایش نیاز به انرژی و با توجه به وابستگی صنایع مختلف به سوخت‌های فسیلی، صنعتگران در حوزه نفت و گاز را بر آن واداشت تا در اندیشه افزایش میزان تولید از میدان‌های فعلی قرار گیرند. روش‌های جدیدی بدین منظور برای مخازن نفت و گاز ارائه شدند، که ازجمله مهم‌ترین آن‌ها به کارگیری روش شکست هیدرولیکی است. عوامل متعددی می‌تواند در شرایط ایجاد شکاف و هندسه آن اثرگذار باشند، که می‌توان به وجود شکستگی‌های طبیعی به‌عنوان یکی از مهم‌ترین موارد مؤثر اشاره کرد. ویژگی‌های هندسی شکستگی های طبیعی می‌تواند بر روی نحوه اجرا عملیات و نوع شکاف هیدرولیکی ایجاد شده موثر واقع شود؛ از این رو مطالعه آن‌ها پیش از انجام عملیات اجتناب‌ناپذیر است. در این مطالعه شکستگی‌های طبیعی با استفاده از شبکه شکستگی‌های مجزا و فرآیند شکافت هیدرولیکی با استفاده روش عددی اجزا مجزا مورد بررسی قرارگرفته است. در این بررسی ویژگی‌های هندسی شکستگی‌ها از قبیل چگالی، طول شکستگی و جهت‌داری و تأثیر آن بر شکستگی هیدرولیکی مورد مطالعه واقع ‌شده است. نتایج گویای آن است که خصوصیات شبکه شکستگی مجزا و هندسه شکستگی‌ها می‌تواند عملیات شکست هیدرولیکی را تحت تأثیر قرار داده و نتایج را کنترل کرده و در اغلب موارد نتایج امیدبخشی را در تخمین پاسخ مخزن نسبت به تزریق سیال فراهم کند.

http://www.irpga-journal.ir/article_147738_0e88a1e14fcc7eabb3e06787b7b30310.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Investigation of strain shear plastic, displacements and stress concentration for lessening the amount of sand production and increasing oil production. بهینه سازی مشبک‌کاری چاه‌های نفتی بر اساس تنش‌ ناهمسانگرد و مدل ژئومکانیکی 48 67 147784 10.22107/jpg.2022.332140.1160 FA احسان طاهری گروه مکانیک سنگ دانشگاه تربیت مدرس، تهران، ایران 0000-0003-3171-8333 احمدرضا خدایاری دانشگاه تربیت مدرس، دانشکده فنی و مهندسی،تهران، ایران کامران گشتاسبی دانشگاه تربیت مدرس، دانشکده فنی و مهندسی Journal Article 2022 03 02 After drilling wells for obtaining oil from drilled formation based on the available information which was received from the illustrators, the points where the probability of oil content is more than other points are identified. Now, the walls of drilled wells perforated in some net points where the possibilities of having oil in this condition are more than the other state of affairs. Perforation of the production layer will be a very crucial and effective process in the operation of wellbore completion. In fact, it can be said that perforation is the main key to achieving oil in hydrocarbon reservoirs after drilling wells. In this thesis, based on preliminary data related to one of the formations of southwestern Iran, 3D modeling has been done by Flac3D software in order to determine the optimal perforation direction to achieve more production. Flac3D is a static-dynamic program which performs fast Lagrangian Analysis by finite difference method. To model the proposition, the strain softening behavioral model has been used in Flac3D software. This model has been designed as a constant discharge. In order to optimize production from the well, factors such as displacements of perforations, strain shear plastic and stress concentration in critical points have been investigated by applying different scenarios of oriented perforations. The results show that the optimal angle is obtained when the perforations are one in the direction of minimum horizontal stress and the other in the direction of maximum horizontal stress which makes a 90degree angle together. پس از حفر چاه و برای دستیابی به ماده نفتی از سازند حفاری شده با توجه به اطلاعت موجود و دریافت شده از تصویرگرها، نقاط نت که احتمال وجود ماده نفتی در آن ها بیشتر از سایر نقاط است، مشخص می گردد. حال دیواره چاه حفر شده، در نقاط مشخص شده مشبک کاری می‌شود. مشبک کاری لایه بهره دهی فرآیندی بسیار مهم و تاثیر گذار در عملیات تکمیل چاه خواهد بود. در واقع می‌توان گفت که مشبک کاری کلید اصلی دستیابی به نفت در مخازن هیدروکبری پس از حفر چاه است. در این پایان نامه ابتدا به معرفی انواع روش های مشبک کاری و فرآیند های مربوط به تکمیل چاه پرداخته شده است. سپس بر اساس داده های اولیه مربوط به یکی از سازند های جنوب غربی کشور عزیزمان ایران، مدل سازی سه بعدی به وسیله نرم افزار Flac3D جهت مشخص نمودن جهت بهینه مشبک کاری برای دستیابی به تولید بیشتر صورت گرفته است. برنامه استاتیکی – دینامیکی Flac3D آنالیز سریع و پیوسته لاگرانژی را به وسیله روش تفاضل محدود یا همان FDM انجام می‌دهد. نرم افزار مورد استفاده در راستای این مدل سازی از مدل رفتاری Strain softening/hardening استفاده شده است. در راه دستیابی به تولید بیشتر ماده نفتی، مقدار تولیدی ماسه یا همان Sand production با بررسی زون های پلاستیک تشکیل شده و میزان جابه جایی نقاط مختلف چاه در محیطی با آنیزوتروپی تنش تجزیه و تحلیل گردیده است. نتایج نشان می‌دهد که بهینه زاویه مشبک کاری در جهت تنش افقی مینیمم یعنی همان σ_h بوده و در این زاویه مقدار جابه جایی ابتدا و انتهای مناطق شبک کاری شده بسیار کمتر از حالات دیگر بوده است. البته از تاثیر چگالی مشبک کاری در یک نقطه نیز نمی‌توان صرف نظر نمود.

http://www.irpga-journal.ir/article_147784_38d7bc1ffea5c18f567db7387026f5fb.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Effect of porosity and confining pressure on hydrulic fracturing mechanism using experimental tests تأثیر تخلخل و فشار همه جانبه بر مکانیسم شکست هیدرولیکی با استفاده از روش های آزمایشگاهی 68 84 147797 10.22107/jpg.2022.326868.1157 FA محمدرضا دریس عبداله پور گروه مهندسی نفت، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران محمد صادق نیکخواه گروه مهندسی نفت، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران حسین نادری گروه مهندسی نفت، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران حسین جلالی فر دانشکده‌ی فنی و مهندسی، گروه مهندسی نفت و گاز، دانشگاه شهید باهنر کرمان Journal Article 2022 01 28 Hydraulic fracturing process is one of the most important technologies that can be used to increase the exploitation and production from low permeability oil and gas fields. Due to the high cost of hydraulic failure, the necessary and sufficient studies on the properties of rock and fluid and the field of stresses in the depths of the earth should be done before performing the operation. For this purpose, in this study, using artificial samples in the laboratory, the effect of porosity on fracture pressure, type of crack and also the effect of different lateral pressures on fracture operation were investigated. The studies showed that with increasing lateral pressure, the fracture pressure increases and at high lateral pressure and the crack deviates from the vertical position. Also, with increasing porosity for samples R10, R30, R20 and R40 by %15, %19, %20 and %13, respectively, the hydraulic failure pressure at 2 MPa compressive pressure decreases by %20, %22, %37 and 19% At 3 Mpa decreases by %25, %33, %20 and 12%, and at 5 MPa decreases by %20, %25, %35 and %20. At higher lateral pressures, this effect is less. فرآیند شکست هیدرولیکی یکی از مهم‌ترین فناوری‌های قابل‌ استفاده برای افزایش میزان بهره‌برداری و تولید از میدان‌های نفتی و گازی با تراوایی پایین می‌باشد. با توجه به هزینه‌ بالا شکست هیدرولیکی، بایستی قبل از انجام این عملیات، مطالعات لازم و کافی در خصوص خواص سنگ و سیال و میدان تنش‌های حاکم در اعماق زمین صورت گیرد. به این منظور در این تحقیق با استفاده از نمونه‌های مصنوعی در آزمایشگاه، اثر تخلخل بر فشار شکست، نوع ترک و همچنین تأثیر فشار‌های جانبی مختلف بر عملیات شکست بررسی گردید. بررسی‌های انجام‌شده نشان داد که با افزایش فشار جانبی فشار شکست بالاتر رفته و در فشار جانبی بالا ترک از حالت قائم منحرف می‌شود. همچنین با افزایش تخلخل برای نمونه‌های 10R-20R- 30Rو 40R به ترتیب به میزان 20، 19، 15 و 13 درصد فشار شکست هیدرولیکی در فشار همه‌جانبه‌ 2 مگاپاسکال به ترتیب 37، 22، 20 و 19 درصد، در فشار همه‌جانبه‌ 3 مگاپاسکال 33، 25، 20 و 12 درصد و در فشار همه‌جانبه‌ 5 مگاپاسکال 35، 25، 20 و 20 درصد کاهش دارد که در فشار جانبی‌های بالاتر این تأثیر کمتر می‌باشد و همچنین نشان‌دهنده‌ این است که به‌طورکلی با افزایش تخلخل فشار شکست کاهش می‌یابد.

http://www.irpga-journal.ir/article_147797_6f223b921d8561c6ff4d206ee88e8fa9.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 4 4 2022 03 21 Comparative Study of Failure Criteria to Determine Safe Mud Weight Window in one of the oil wells southwestern Iran مطالعه مقایسه ای معیار شکست به منظور تعیین پنجره ایمن وزن گل در یکی از چاه‌های نفت جنوب غرب ایران 85 103 131728 10.22107/jpg.2021.233743.1124 FA عیسی خدامی دانشگاه صنعتی شاهرود، دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، شاهرود، سمنان، ایران 0000-0003-1003-8419 احمد رمضان زاده دانشگاه صنعتی شاهرود، دانشیار دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، شاهرود، ایران 0000-0001-5848-4229 مهدی نوروزی دانشگاه صنعتی شاهرود، دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، شاهرود، ایران Journal Article 2020 06 03 Proper determination of the safe mud weight window is important in order to reduce the risk of mud loss and also reduce the risk of well eruption and ultimately will create safe drilling and increase the speed of drilling operations. In this research, one of the wells of the Maroon oil field in southwestern Iran has been investigated as a case study. To estimate the geomechanical parameters, including the mechanical parameters of the rock, the pore pressure, as well as the stresses of the region, sound well loges and proper experimental relationships have been used for the field. After estimating the geomechanical parameters and constructing the geomechanical model, the constructed model is validated to ensure accuracy. After preparing a valid geomechanical model, the stability of the well is analyzed using the two criteria of Mohr-Columbus and Mogi-Columbus failure, and the application of the above criteria in determine " mud weight safe window" is compared. The results show that the Moggi-Columbus criterion better than the Mohr-Columbus criterion recognizes the fractures created in the studied well, such as the Breakout event. To validate the geomechanical model and confirm the efficiency of the empirical criteria used in detecting the breakout event, numerical simulation of wells in two steps of geostatic and drilling was performed. The simulation results indicate the formation of a breakout event in the depth of the study and thus confirm the method used in this paper. ﺗﻌﯿﯿﻦ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﭘﻨﺠﺮه وزن ﮔﻞ ایمن ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﮐﺎهش رﯾﺴﮏ هرزروی ﮔﻞ ﺣﻔﺎری و ﻧﯿﺰ ﮐﺎهش رﯾﺴﮏ ﻓﻮران ﭼﺎه حائز اهمیت است و در نهاﯾﺖ ﺑﺎﻋﺚ اﯾﺠﺎد ﯾﮏ ﺣﻔﺎری اﯾﻤﻦ و اﻓﺰاﯾﺶ ﺳﺮﻋﺖ ﻋﻤﻠﯿﺎت ﺣﻔﺎری ﺧﻮاهد ﺷﺪ. در این تحقیق بر روی یکی از چاه‌های میدان نفتی مارون واقع در جنوب غرب ایران به عنوان مورد مطالعاتی تمرکز شده است. جهت برآورد پارامترهای ژئومکانیکی از جمله پارامترهای مکانیکی سنگ، فشار منفذی و همچنین تنش‌های منطقه از لاگ‌های چاه‌پیمایی و صوتی و روابط تجربی مناسب برای میدان مورد نظر، استفاده شده است. پس از برآورد پارامترهای ژئومکانیکی سازند و ساخت مدل ژئومکانیکی، مدل ساخته شده اعتبارسنجی شده تا نسبت به صحت مدل اطمینان حاصل شود. پس از تهیه مدل ژئومکانیکی معتبر، در ادامه پایداری چاه موردنظر به روش تحلیلی با استفاده از دو معیار شکست موهر–کولمب و موگی-کولمب مورد بررسی قرار گرفته و کاربرد معیارهای فوق در ﺗﻌﯿﯿﻦ ﭘﻨﺠﺮه ایمن وزن ﮔﻞ باهم مقایسه شده‌اند. نتایج نشان می‌دهد که معیار موگی – کولمب نسبت به معیار موهر – کولمب، شکستگی‌های ایجاد شده در چاه مورد مطالعه مانند اتفاق Breakout را بهتر تشخیص می‌دهد. به منظور صحت سنجی مدل ژئومکانیکی و تایید کارایی معیارهای تجربی بکار برده شده در تشخیص پدیده Breakout، شبیه‌سازی عددی چاه در دو مرحله ژئواستاتیک و حفاری انجام شد. نتایج شبیه‌سازی، بیانگر تشکیل پدیده Breakout در عمق مورد مطالعه و درنتیجه تاییدی بر شیوه بکار برده شده در این مقاله است.

http://www.irpga-journal.ir/article_131728_6757b12e1609b661fc7fb4a1d2fe7e0c.pdf