بررسي خصوصيات ژئومكانيكي سازند سروك از وارون‌سازي داده‌هاي لرزهاي و چاه در يكي از ميادين هيدروكربني جنوب غرب ايران

Determination of geomechanical parameters of Sarvak formation using seismic, and well-log data in one of the hydrocarbon fields at the southwest of Iran

به منظور كاهش هزينه‌هاي مربوط به حفاري بايد به‌وسيلۀ بررسي خصوصيات ژئومكانيكي مخزن مسير بهينه جهت حفاري و پنجره وزن گل حفاري مناسب را به‌منظور حفظ پايداري چاه تعيين كرد. براي نيل به اين هدف به‌كمك داده‌هاي لرزه‌اي و چاه، پارامترهاي ژئومكانيكي مانند مدول يانگ و نسبت پواسون، فشار منفذي و به‌ويژه رژيم تنش را در محدودۀ بررسي شده تخمين زد و براي اجتناب از ايجاد شكست در ديواره چاه پيش از حفاري بهره جست. سازند مخزني بررسي شده سازند سروك (آلبين- تورونين) كه از مخازن مهم در ميادين نفتي جنوب و جنوب غرب ايران است كه بخش قابل توجهي از ذخاير هيدروكربني را در خود جاي داده است. اين ميدان در شمال غربي خليج فارس واقع شده است. در اين پژوهش داده‌هاي لرزه‌اي و چاه به‌منظور به‌دست آوردن مقادير امپدانس صوتي، وارون‌سازي شده‌اند. سپس از مدل رگرسيون مقاديرتنش افقي حداقل، تنش افقي حداكثر و فشار منفذي در مقابل امپدانس صوتي موج تراكمي P به‌منظور ‌تعيين پارامترهاي ژئومكانيكي سازند سروك در استفاده شد. در مرحلۀ بعد، مدل رگرسيون به‌دست آمده، براي محاسبۀ مدل سه‌بعدي تنش‌هاي برجا و فشار منفذي روي داده‌‌هاي لرزه‌اي وارون‌سازي شده به‌كار رفت. نتايج نشان داد كه با توجه به مقادير به‌دست آمده در چاه (HD-07)، ميانگين تنش افقي حداقل در سازند سروك در حدود بازه 36 تا 37 مگاپاسكال، ميانگين تنش افقي حداكثر در اين سازند در حدود بازۀ 37 تا 38 مگاپاسكال و ميانگين فشار منفذي در سازند مخزني بررسي شده در حدود بازۀ 25 تا 26 مگاپاسكال است. با توجه به اين نتايج براي آن‌كه پايداري ديواره چاه تأمين شود براي برنامه‌ريزي حفاري آتي در اين ميدان، فشار سيال حفاري بايد بين فشار منفذي 26 مگاپاسكال و تنش افقي حداقل 38 مگاپاسكال سازند سروك قرار گيرد. بر اساس طبقه‌بندي نظريه گسل اندرسون، با توجه به اين‌كه در يكي از چاه‌هاي منطقۀ بررسي شده، Sv˂ Shmax˂ Shmin به‌دست آمد، رژيم گسل در محدودۀ بررسي شده نرمال است.

Nowadays geomechanics plays a major role in optimizing the production and development stages of hydrocarbon reservoirs. The high cost of drilling wells and maintaining a functional well entails companies to utilize geomechanical modeling to determine the most efficient drilling path and the safest mud windows in order to maintain the stability of the well and prevent critical fracturing and collapses to occur. Using seismic data and well logs, one could estimate geomechanical properties such as elastic moduli, pore pressure, and especially the stress field of the reservoir. Knowledge of the stress regime present in the region of interest helps to determine the most suitable azimuth and inclination for drilling wells and estimating the mud weight window in order to optimize the drilling operation. In this article, in order to model the in-situ stresses and pore pressure, the regression of these values versus the acoustic impedances was obtained for the reservoir formation of an oilfield located south-west of Iran. The pre-stacked seismic data inverted for using well-log data to achieve the acoustic impedance values corresponding to the seismic horizon. The regression model for maximum and minimum horizontal stresses and the pore pressure obtained for a specific well. The regression models are then used to transform the inverted data to achieve a 3D model of the mentioned geomechanical parameters. The utilized methodology validated by comparing the modeled values for the geomechanical parameters and the corresponding values in the well. Then, based on the classification of Anderson fault theory, in one of the wells in the study area, the fault regime was determined as a Normal fault.