Η επίδραση της ανισοτροπίας των τάσεων στις καθιζήσεις ταμιευτήρων από παραγωγή υδρογονανθράκων = The influence of stress anisotropy in reservoir compaction from hydrocarbon production.

Βιργινία Κωνσταντίνος Καραγιαννάκου

Η επίδραση της ανισοτροπίας των τάσεων στις καθιζήσεις ταμιευτήρων από παραγωγή υδρογονανθράκων = The influence of stress anisotropy in reservoir compaction from hydrocarbon production.

Βιργινία Κωνσταντίνος Καραγιαννάκου

Περίληψη

Με την χρήση του προγράμματος πεπερασμένων στοιχείων ABAQUS δημιουργήθηκε ένα μοντέλο ανάλυσης μετακινήσεων συνεπεία άντλησης ρευστών. Στο μοντέλο προσομοιώθηκε η καθίζηση του εδάφους κατά την παραγωγή υδρογονανθράκων βασιζόμενοι στη θεωρία της ελαστικότητας. Συγκεκριμένα το πεδίο παραγωγής βρίσκεται στον Ελλαδικό χώρο, στο θαλάσσιο τμήμα μεταξύ του νησιού της Θάσος και της μάζας Ροδόπης. Η παραγωγή υδρογονανθράκων έγινε από ψαμμιτικό ταμιευτήρα που βρίσκεται κάτω από τρείς εβαποριτικές σειρές υπερκειμένων πετρωμάτων. Η ανάλυση έγινε σε δυο συνθήκες, για συνθήκες κανονικού ρήγματος και για συνθήκες ανάστροφου ρήγματος. Για κάθε συνθήκη εφαρμόστηκαν τρεις διαφορετικές παραδοχές ανάλογα με τον όγκο παραγωγής ρευστού, η κάθε μια αναλύθηκε για διαφορετικούς λόγους ανισοτροπίας, από ισότροπο έως πολύ ανίσοτροπο.

A finite element geomechanical model was created using ABAQUS software to analyze the compaction over a hydrocarbon reservoir at Prinos field. The model simulated the subsidence of the rocks as a result of hydrocarbon production. Specifically, the production field is located in Greece, in the sea area between the island of Thasos and the well-known Rhodope mass. Hydrocarbon production was simulated from a sandstone reservoir and three overburden evaporite series. The analysis was performed for two cases, for normal fault and for reverse fault stress conditions. For each case, three different assumptions were applied depending on the volume of fluid production, each one analyzed for different anisotropy ratios, from isotropic to very anisotropic.

Πλήρες Κείμενο:

PDF

Αναφορές

Αγγλική Βιβλιογραφία

Asaei, H., Moosavi, M., & Aghighi, M. A. (2017). A laboratory study of stress arching around an inclusion due to pore pressure changes. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 10, 678-693. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2018.01.008

Bachu, S. (2008). CO2 Storage in Geological Media: Role, Means, Status and Barriers to Deployment. Progress in Energy and Combustion Science, 34(2):254-273. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2007.10.001

Biot, M. A. (1941). General theory of three-dimensional consolidation. J. Appl. Phys., 12:155-64. DOI: https://doi.org/10.1063/1.1712886

Biot, M.A., Willis, D.F. (1957) The elastic coefficients of the theory of consolidation. J Appl Mech 24:584–601. DOI: https://doi.org/10.1115/1.4011606

Cheng, A.H-D. (1997). Material coefficients of anisotropic poroelasticity. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 34(2):199–205. DOI: https://doi.org/10.1016/S0148-9062(96)00055-1

Choustoulakis, E. (2015). Detection of gas in sandstone reservoir using AVO analysis in Prinos basin. Master Thesis of Mineral Resources Engineering, Technical University of Crete, Chania, Greece. https://doi.org/10.26233/heallink.tuc.61648

Fokker, P. A., & Orlic, B. (2006). Semi-Analytic Modelling of Subsidence. Journal of the International Association for Mathematical Geology, 38(5):565-589. DOI: 10.1007/s11004-006-9034-z

Fjaer, E., Holt, R. M. , Horsrud, P., & Raaen, A. M. (2008). Petroleum related rock mechanics. Elsevier

Gambolati, G., Ferronato M., & Teatini, P. (2006). Reservoir compaction and land subsidence. Revue Européenne de Génie Civil, 10:6-7, 731-762, DOI: 10.1080/17747120.2006.9692854

Gaurina-Međimurec, N., & Novak Mavar, K. (2017). Depleted hydrocarbon reservoirs and CO2 injection wells –CO2 leakage assessment. Rudarsko-geološko-Naftni Zbornik, 32(2), 15–27. https://doi.org/10.17794/rgn.2017.2.3

Geertsma, J. (1973). Land Subsidence above Compacting Oil and Gas Reservoirs. Journal of Petroleum Technology, Vol. 59, No. 6, pp. 734-744. DOI: https://doi.org/10.2118/3730-PA

Gercek, H. (2007). Poisson's ratio values for rocks. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 44, 1-13. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2006.04.011

Hettema, M.H.H., Schutjens, P.M.T.M., Verboom, B.J.M. & Gussinklo, H.J. (2000). Production- Induced Compaction of a sandstone reservoir: The strong influence of stress path. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 3 (4), 342-347

Hillis, R. R. (2001). Coupled changes in pore pressure and stress in oil fields and sedimentary basins. Petroleum geoscience ,7, (4). DOI: 10.1144/petgeo.7.4.419

Khurshid, I., Fujii, Y., Choe, J. (2015). Analytical model to determine optimal fluid injection time ranges for increasing fluid storage and oil recovery: A reservoir compaction approach. Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 135, , Pages 240-245

Koukouzas, N., Ziogou, F., & Gemeni, V. (2009). Preliminary assessment of CO2 geological storage opportunities in Greece. International Journal of Greenhouse Gas Control , 3, 502-513. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2008.10.005

Kyriakou, A. (2014). In-situ stress estimation in the Eastern Mediterranean with Finite Element Analysis. Thesis Dissertation, Civil and Environmental Engineering, University of Cyprus.

Luo, X., Were, P., Liu, J.,& Hou, Z. (2015). Estimation of Biot’s effective stress coefficient from well logs. Environ Earth Sci, 73, 7019–7028. https://doi.org/10.1007/s12665-015-4219-8

Mitchel, J. K., Soga, K. (2005). Fundamentals of Soil Behavior. JOHN WILEY & SONS, INC

Osipov, V.I. (2015). The Terzaghi Theory of Effective Stress. In: Physicochemical Theory of Effective Stress in Soils. SpringerBriefs in Earth Sciences. Springer, Cham. https://doi.org/10.1007/978-3-319-20639-4_2

Schimmel, M., Liu, W., Worrell, E. (2019). Facilitating sustainable geo-resources exploitation: A review of environmental and geological risks of fluid injection into hydrocarbon reservoirs. Earth science Reviews, Volume 194, Pages 455-471. DOI: https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2019.03.006

Segura, J.M. ,Fisher, Q.J., Crook, A.J.L., Dutko, M., Yu, J., Skachkov, S., Angus, D.A., Verdon, J., & Kendall, M. (2011). Reservoir stress path characterization and its implications for fluid-flow production simulation. Petroleum geosciences, 17(4):335-344. https://doi.org/10.1144/1354-079310-034

Serasa, A. S., Rafek, A. G., Harun, W. S. W., Abdurrahman, M., Ern, L. K., Huy, N. X., Van Xuan, T., Roslee, R., Zhang, M., & Lai, G. T. (2022). Correlation of Dynamic and Static Young's Modulus for Limestone. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, Volume 1103, Issue 1, id.012032, 8 pp.

Taherynia, M. H., Fatemi Aghda, S. M., Fahimifar, A., & Ghazifard, A. (2013). Modeling of Land Subsidence in the South Pars Gas Field (Iran). International Journal of Geosciences, 4, 1095-1100. http://dx.doi.org/10.4236/ijg.2013.47103.

Taherynia, M. H., Fatemi Aghda, S. M., Fahimifar, A., & Koopialipoor, M. (2021). Investigation of Stress Arching Above Depleting Hydrocarbon Reservoirs and Its Effect on the Compaction Drive Mechanism. Geotechnical and Geological Engineering, 40:259–272. https://doi.org/10.1007/s10706-021-01876-y

Terzaghi, K., & Richart, F.E. (1952) “Stresses in Rock about Cavities,” Institution of Civil Engineers, London, 34p. DOI: https://doi.org/10.1680/geot.1952.3.2.57

Tien, H. S. (1996). A literature study of the arching effect. Massachusetts Institute of Technology, Department of Civil and Environmental Engineering http://hdl.handle.net/1721.1/39056

Uribe-Patiño, J.A., Alzate-Espinosa, G.A., Arbeláez-Londoño A. (2017). Geomechanical aspects of reservoir thermal alteration: A literature review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152, 250-266.

Wang, F., Li X., Couples, G., Shi J., Zhang, J., Tepinhi, Y., & Wu, L. (2014). Stress arching effect on stress sensitivity of permeability and gas well production in Sulige gas field. Journal of Petroleum Science and Engineering, 125, 234–246. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.11.024

Xia, K. (2014). Numerical prediction of soil compaction in geotechnical engineering. C. R. Mecaque, 342, 208-219. http://dx.doi.org/10.1016/j.crme.2014.01.007

Zheng, Y., Burridge, R., & Burns, D. (2003). Reservoir Simulation with the Finite Element Method Using Biot Poroelastic Approach. Earth Resources Laboratory Industry Consortia Annual Report;2003-11. http://hdl.handle.net/1721.1/67873

Ελληνική Βιβλιογραφία

Γεωργακόπουλος, Α. (2022). Σημειώσεις μαθήματος «Κοιτασματολογίας Πετρελαίου». Αριστοτέλειο Πανεπιστήμιο Θεσσαλονίκης.

Κολέτσης, Γ. (2016). Τεχνικό-οικονομική αξιολόγηση ρευστών διάτρησης με βάση το νερό & ρευστών διάτρησης με βάση το πετρέλαιο

στην όρυξη γεωτρήσεων, στο κοίτασμα «Πρίνος». Διπλωματική εργασία, Τμήμα μηχανικών μεταλλείων- Μεταλλουργών, Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο.

Σολωμού, Α. (2018). Πειραματική και υπολογιστική διερεύνηση τριχοειδών φαινομένων ροής σε πορώδη υλικά. Μεταπτυχιακή διατριβή, τμήμα Πολιτικών Μηχανικών και Μηχανικών Περιβάλλοντος, Πανεπιστήμιο Κύπρου.

Σοφιανός. Α.Ι. & Νομικός, Π.Π. (2008). Γενικευμένο κριτήριο Hoek and Brown. Κεφάλαιο 6 Αντοχή Άρρηκτου Πετρώματος, τμήμα Μεταλλειολόγων- Μεταλλουργών Μηχανικών, Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο

Στουρνάρας, Γ. Κ., & Σταυροπούλου, Μ. Χ. (2010). Τεχνική Γεωλογία. Εκδόσεις Τζιόλα.

Πηγές διαδικτύου

Tony Smithson, Slb. https://www.slb.com/resource-library/oilfield-review/defining-series/defining-reservoir-drive-mechanisms

Wikipedia. https://en.wikipedia.org/wiki/Terzaghi%27s_principle

Εισερχόμενη Αναφορά

Δεν υπάρχουν προς το παρόν εισερχόμενες αναφορές.