عنوان پایان‌نامه

بررسی رفتار پوش سنگ مخزن آسماری در اثر فشار افزایی ناشی از تزریق گاز به منظور افزایش بهره برداری



    دانشجو در تاریخ ۲۹ شهریور ۱۳۹۵ ، به راهنمایی ، پایان نامه با عنوان "بررسی رفتار پوش سنگ مخزن آسماری در اثر فشار افزایی ناشی از تزریق گاز به منظور افزایش بهره برداری" را دفاع نموده است.


    رشته تحصیلی
    مهندسی معدن‌-اکتشاف‌ معدن‌
    مقطع تحصیلی
    دکتری تخصصی PhD
    محل دفاع
    کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 3393;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 77458;کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 3393;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 77458
    تاریخ دفاع
    ۲۹ شهریور ۱۳۹۵
    دانشجو
    بهزاد مهرگینی
    استاد راهنما
    حسین معماریان
    چکیده
    لینک فایل چکیده
    بازیافت پیشرفته نفت به صورت عام و تزریق گاز به‌طور خاص با توجه به تاثیر و کثرت اجرا از مهم‌ترین موضوعات در طول عمر تولیدی مخزن می‌باشد. با توجه به مدت زیاد بهره‌برداری چاه‌های ایران و کاهش میانگین تولید آنها و افت فشار مخازن، استفاده از روش‌هایی نظیر تزریق گاز به‌منظور حفظ و بالابردن راندمان تولید، از ضروریات است. تزریق گاز می‌تواند از جنبه‌های مکانیکی و شیمیایی مسائل مختلفی را در پوش‌سنگ پدید آورد. به‌طور کلی در حین و پس از تزریق گاز هر عاملی که باعث فرار و یا نشت گاز تزریقی (و یا هیدروکربور موجود در مخزن) از مسیر تزریق، مخزن، پوش‌سنگ و یا سطوح ضعف (موجود و یا القایی) شود، مهمترین مخاطره در فرآیند تزریق خواهد بود. از آنجایی که رفتار ژئومکانیکی جزء پاسخ‌های کوتاه مدت پوش‌سنگ در اثر تزریق گاز و افزایش فشار ناشی از آن می‌باشد، بررسی آن از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است. در این پژوهش، هدف بررسی رفتار پوش‌سنگ مخزن آسماری در اثر فشار افزایی ناشی از تزریق گاز در میدان منصوری است؛ که براساس مدل‌سازی توامان و روش اجزاء محدود انجام شده است. در این مطالعه پس از تهیه نمونه‌های سازند گچساران از محل ساختگاه سه سد گتوند، چمشیر و خرسان، آزمایش‌های ژئومکانیکی در چندین دما انجام شد. همچنین آزمایش‌های ژئومکانیکی دمایی نیز بر روی نمونه‌های کربناته متناسب با تغییرات تخلخل آن‌ها، صورت گرفت. در ادامه براساس نتایج آزمایش‌های ژئومکانیکی و تخمین پارامتر سرعت موج برشی، مدل یک بعدی ژئومکانیکی در 8 چاه که اطلاعات کافی داشتند ساخته شد. این مدل‌ها با استفاده از برنامه کامپیوتری توسعه داده شده به‌نام WellTrack، ساخته شده است. پس از آن به کمک مدل‌های استاتیک و دینامیک مخزن، مدل سه‌بعدی توامان ژئومکانیکی برای محدوده مورد مطالعه ساخته شد. این مدل برای بخش مخزن و تمامی لایه‌های روباره توسعه داده شد و به دو روش اعتبار سنجی گردید. در خاتمه، ابتدا اثرات ژئومکانیکی تولید طولانی مدت بررسی و بر اساس آن الگوی تزریق گاز (تعداد چاه‌ها و دبی تزریق) تعیین شد. سپس متناسب با سناریوی تزریق (تزریق کمتر از فشار اولیه مخزن، بیش‌تر از فشار اولیه مخزن و تزریق چرخه‌ای)، پاسخ ژئومکانیکی محدوده مورد مطالعه و بویژه پوش‌سنگ و مخزن مورد ارزیابی و تحلیل قرار گرفت. طبق نتایج به‌دست آمده از مدل‌سازی توامان در این میدان، تولید از میدان تا سال 2080 میلادی (100 سال تولید) منجر به شکست در پوش‌سنگ و لایه های روباره نمی‌گردد و تنها کرنش‌های خمیری در بخش دو سازند آسماری ایجاد و توسعه می‌یابند. با این همه، این میزان تولید منجر به نشست مخزن و سطح زمین به ترتیب به میزان 32 و 25 میلیمترخواهد شد. همچنین نتایج نشان داد که در اثر تولید تمرکز تنش‌های برشی در یال شمالی میدان بیشتر از سایر نواحی است. این موضوع از منظر مخاطرت مرتبط با برش لوله‌ای جداری حائز اهمیت خواهد بود. تزریق به‌میزان کمتر از فشار اولیه مخزن با چهار نرخ مختلف از سال 2016 میلادی انجام شد و زمان لازم جهت دستیابی به فشار اولیه مخزن برای هر چهار نرخ به ترتیب تا انتهای سال 2080، 2031، 2020 و 2017 میلادی به‌دست‌ آمد. نتایج نشان داد که تزریق به‌میزان کمتر از فشار اولیه میدان منجر به هیچ‌گونه شکستی در محدوده مورد مطالعه نشده است. علاوه براین با توجه به جبران افت فشار ناشی از تولید، میزان کرنش‌های خمیری رخ داده در بخش دو سازند آسماری کاهش یافته است. طبق نتایج به‌دست آمده، تزریق به‌میزان بالاتر از فشار اولیه مخزن تا سال 2080 میلادی اگرچه فشار مخزن را تا چندین مگاپاسکال افزایش داده است، اما منجر به گسیختگی و شکستگی در محدوده مورد مطالعه نشده است. براین اساس، بیشینه بالاآمدگی سطح زمین در اثر بیشینه نرخ تزریق در حدود 12 الی 13 سانتیمتر است. همچنین بیشینه جابجایی قائم بوجود آمده در بخش یک سازند آسماری برای نرخ‌های تزریق دو، چهار و شش برابر حالت اولیه به ترتیب به میزان 2/4، 11/12 و 02/21 سانتیمتر به‌دست آمد. نتایج تزریق چرخه‌ای با دو الگوی تزریق دو سال (دو سال تزریق و بعد دو سال تولید) و پنج سال (پنج سال تزریق و بعد پنج سال تولید) نشان داد که، تزریق با الگوی پنج سال جابجایی‌های بیشتری را به نسبت تزریق با الگوی دو سال فراهم آورده است. همچنین اختلاف جابجایی‌های بوجود آمده در نرخ تزریق‌های بالاتر، کمتر می‌باشد. کلمات کلیدی بازیافت پیشرفته نفت، تزریق گاز، پوش‌سنگ، ژئومکانیک، مدل‌سازی توامان و میدان منصوری.
    Abstract
    Enhanced oil recovery treatment including gas injection is one of the main effective activities during the reservoir production life time. Longtime production of the most Iranian hydrocarbon reservoirs caused significant decline of the reservoir pressure and production. Using gas injection treatment will help to maintain or even improve the reservoir production. Gas injection treatment may cause some mechanical and chemical impacts on reservoir -caprock system. In fact, any consequences during or after gas injection which lead to leak the hydrocarbon from reservoir-caprock system, are the main risks of the gas injection treatment. Investigating the geomechanical responses of the reservoir-caprock system to the pressure buildup must be highly considered, because they are revealed in a short time after injection. The goal of this study is to investigating the geomechanical behavior of the Asmari reservoir caprock in Mansouri oil field due to the gas injection. This investigation is based on the numerical hydro-mechanical coupled modeling. In this regard, samples of Gachsaran formation were taken from three dam sites, including Ghotvan, Chamshir and Khersan, and then geomechanical tests were carried out at several temperatures. In addition, geomechanical tests were performed on carbonate rock at two temperatures (20 and 90°C) concerning the porosity variation of samples. Afterward based on geomechanical test results and predicting shear wave parameter, 1D geomechanical models were constructed at 8 wells. For 1D modeling, “WellTrack” Matlab based program was developed. After that, based on the static and dynamic reservoir model, coupled 3D geomechanical model were constructed. This model was extended for all reservoir and overburden layers in the studied field. Then the model was cross validated by two approaches. Finally, first the geomechanical effects of reservoir depletion were evaluated and based on the obtained results, gas injection configuration (injection well location and rate) were defined. Second, considering the injection scenarios including, injection less or higher than the reservoir primary pressure and cyclic injection, the geomechanical responses of the studied area, specifically caprock were evaluated. Coupled geomechanical modeling results showed that production till year 2080 (production for 100 years), will not cause any failures in caprock and overburden layers. However plastic strains were developed only in second zone of Asmari reservoir. Results revealed that, due to the production, reservoir compaction and surface subsidence will be about 32 and 25 mm respectively at the end of 2080. Moreover, induced shear stresses will be concentrated at the northern flank of the field rather than other parts. This issue should be considered for casing shear risks in long term production. Injection treatment lower than the reservoir primary pressure was simulated with four different rates from year 2016. Injection duration to maintain the pressure drop were estimated till end of the year 2080, 2031, 2020 and 2017 respectively for each rates. Results illustrated that, injection lower than the reservoir primary pressure will not cause any failures in the study area. In addition, due to pressure maintenance by gas injection, the mentioned plastic strains in second zone of Asmari formation will reduce. Results revealed that, although injection higher than the reservoir pressure till year 2080 will increase reservoir pressure about several MPa, no failures or fractures will occur in the study area. Maximum surface uplift due to the maximum injection rate will be about 12 to 13 cm. Moreover maximum vertical rock displacement in the Asmari first zone for two, four and six times of primary injection rate, will be about 4.2, 12.11 and 21.02 cm respectively. Results of cyclic gas injection simulations illustrated that, cyclic injection with every 5 years pattern in comparison with every 2 years, will cause higher displacement. In addition displacement differences between two patterns in higher injection rates are lower. Keywords: Enhanced oil recovery, Gas injection, Caprock, Geomechanics, Coupled modeling and Mansouri oil field