Abstract

Natural fracturing for carbonate reservoirs is one of the most significant factors affecting the oil and gas production. The permeability depends on the density and fracture orientation with respect to the current stress state. In terms of the state of stress, conductive fractures are often critically stressed. Secondary processes promote healing and cementing cracks in the course of geological time, and therefore require an approach by which it will be possible to evaluate - which the cracks are hydrodynamically active and which are not. The author conducted geomechanical analysis of data on wells of the Timan-Pechora oil and gas basin. The results of evaluation of the current stress state of rocks and dependent from stress conductivity of fractures are presented in this article.

Keywords

Critically stressed fractures, geomechanical modelling, permeability, fracture types,

Reference

  •  1) Markin M.A., Gula A.K., Yusupov Ya.I. Kompleksnyy geomehanicheskiy podhod dlya vybora intervalov provedeniya GRP na primere bazhenovskoy svity v predelah Krasnoleninskogo svoda // Burenie i Neft. 2016. №9. S. 50-54.

  •  2) Radkovec I.F. Ob effektivnom napryazhenii i opytah Tercagi // Geologiya nefti i gaza. 1997.

  •  3) Ali EdrisM., HaggagAminM. Implementation of Coupled 3D Geomechanics and Discrete Fracture Network (DFN) Models in Field Development Optimisation: A Case Study from Carbonate Reservoir, Abu Dhabi. SPE - 171858 -MS. 2014.

  •  4) Green S., O’Connor S., Edwards A. Predicting pore pressure in carbonates: a review. Geo2016. 2016.

  •  5) Healy D., SibsonR., Shipton Z. & ButlerR. Stress, faulting, fracturing and seismicity: the legacy of Ernest Masson Anderson. Geological Society, Special Publications, v. 367: 1-6, 2012.

  •  6) Mohammad T. Estimation of in-situ horizontal stresses using the linear poroelastic model and minifrac test results in tectonically active area. Russian journal of earth sciences. Vol. 16. 2016.

  •  7) Rogers S. Critical stress-related permeability in fractured rock. 2003.

  •  8) Roylance D. Introduction to Fracture Mechanics. Mechanics of materials. 2001.

  •  9) ZobackM. Reservoir Geomechanics. 2010. 505 p.

  •  10) Wang Z., Wang R. Pore pressure prediction using geophysical methods in carbonate reservoirs: Current status, challenges and way ahead. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2015.

ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО НОРМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОВЫШЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Гула А.К.

Аннотация

Для месторождений с карбонатными коллекторами естественная трещиноватость является одним из наиболее значимых факторов, оказывающих влияние на добычу нефти и газа. Проницаемость зависит от плотности и ориентации трещин по отношению к текущему напряженному состоянию пород. С точки зрения напряженного состояния проводящие трещины зачастую являются критически напряженными. Вторичные процессы способствуют залечиванию и цементированию трещин в течение геологического времени, а значит, требуется подход, с помощью которого можно будет оценить, какие трещины являются гидродинамически активными, а какие нет. Автором был проведен геомеханический анализ данных по скважинам Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Результаты оценки текущего напряженного состояния горных пород и зависящей от него гидравлической проводимости трещин представлены в данной статье.

Ключевые слова

Критически напряженные трещины, геомеханическое моделирование, проницаемость, типы трещин,

Информация об авторах

Библиографическая ссылка

Гула А.К. ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО НОРМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОВЫШЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ // Геофизика. 2017. № 2. С. 22-29.

Список литературы

  •  1) Маркин М.А., Гула А.К., Юсупов Я.И. Комплексный геомеханический подход для выбора интервалов проведения ГРП на примере баженовской свиты в пределах Красноленинского свода // Бурение и Нефть. 2016. №9. С. 50-54.

  •  2) Радковец И.Ф. Об эффективном напряжении и опытах Терцаги // Геология нефти и газа. 1997.

  •  3) Ali EdrisM., HaggagAminМ. Implementation of Coupled 3D Geomechanics and Discrete Fracture Network (DFN) Models in Field Development Optimisation: A Case Study from Carbonate Reservoir, Abu Dhabi. SPE - 171858 -MS. 2014.

  •  4) Green S., O’Connor S., Edwards A. Predicting pore pressure in carbonates: a review. Geo2016. 2016.

  •  5) Healy D., SibsonR., Shipton Z. & ButlerR. Stress, faulting, fracturing and seismicity: the legacy of Ernest Masson Anderson. Geological Society, Special Publications, v. 367: 1-6, 2012.

  •  6) Mohammad T. Estimation of in-situ horizontal stresses using the linear poroelastic model and minifrac test results in tectonically active area. Russian journal of earth sciences. Vol. 16. 2016.

  •  7) Rogers S. Critical stress-related permeability in fractured rock. 2003.

  •  8) Roylance D. Introduction to Fracture Mechanics. Mechanics of materials. 2001.

  •  9) ZobackM. Reservoir Geomechanics. 2010. 505 p.

  •  10) Wang Z., Wang R. Pore pressure prediction using geophysical methods in carbonate reservoirs: Current status, challenges and way ahead. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2015.