بررسی تاثیر افزایش فشار منفذی ناشی از تزریق گاز بر پایداری گسل‌های نرمال یکی از میادین جنوب غرب ایران

یکی از مهم‌ترین مسائل مربوط به مخازن نفتی، افت فشار مخزن ناشی از برداشت هیدروکربن‌ها از آن‌ها است. به منظور حفظ میزان تولید یک چاه، انرژی از دست رفته مخزن باید به گونه‌ای جبران شود. یکی از روش‌های افزایش فشار مخزن تزریق گاز طبیعی است که در مخازن جنوب غرب ایران به طور عمده‌ای انجام می‌شود. از جمله مشکلات احتمالی مرتبط با تزریق گاز، ایجاد شکستگی‌های جدید و فعال شدن مجدد گسل‌های از پیش موجود می‌باشد. در این پژوهش با استفاده از روش تحلیلی تمایل لغزش اصلاح شده، امکان فعالیت مجدد چهار گسل موجود در منطقه بررسی و فشار منفذی بحرانی تزریق تخمین زده شده است. نتایج محاسبات تمایل لغزش نشان می‌دهند که تمامی گسل‌ها در شرایط تنش کنونی مخزن پایدار هستند و  گسل f2 پایدارترین گسل پس از تزریق بوده که می‌تواند یک افزایش فشار منفذی تا 57 مگاپاسکال را تا قبل از لغزش بر روی صفحه خود تحمل کند. نتایج تخمین پایداری شکستگی نشان می‌دهد که بیشترین میزان تغییرات تنش افقی لازم برای فعالیت مجدد نیز مرتبط با گسل f2 است که بیانگر پایداری بیشتر گسل‌های دارای امتداد شرقیغربی نسبت به گسل‌های با امتداد شمال شرقجنوب غرب در میدان می‌باشد.

Investigating the effect of pore pressure increase due to gas injection on the stability of normal faults in one of the SW Iranian oil fields

Decreasing reservoir pressure caused by hydrocarbon exploitation is one of the major problems related to oil reservoirs. In order to maintain the current production rate the lost energy should be compensated. Gas injection is a common method for increasing reservoir pressure and is mainly used in SW Iranian oil fields. Reactivation of preexisting faults is one of the potential risks related to gas injection. In this study, using the analytical method of modified slip tendency, the reactivation possibility of four faults in an SW Iranian oil field has been investigated, and the critical pore pressure is estimated. Results suggest that all the faults are stable in the current stress field, and F2 is the most stable fault that can undergo a maximum pore pressure of 57 MPa before reactivation. Results of fracture stability analysis show that the highest increase in horizontal stress needed for reactivation is for F2. This means that faults with an eastwest strike are more stable than the faults with a north eastsouth west strike in the field.