بررسی تئوری و مفهومی نقش ژئوشیمی آب منفذی در تخمین فشار شکست با مدل های مرسوم در عملیات شکافت هیدرولیکی

فشار شکست سنگ پارامتری کلیدی در طراحی عملیات شکافت هیدرولیکی می‌باشد. فاکتور‌های خواص سنگ (مکانیکی و پتروفیزیکی)، خواص سیال، میدان تنش‌های برجا و فشار منفذی عوامل موثر بر فشار شکست را شامل می‌شوند. براساس داده‌های میدانی، ترکیب یونی آب منفذی و برهم‌کنش‌های ژئوشیمیایی در نقاط مختلف یک سنگ مخزن تحت یک میدان تنش یکسان، می‌تواند متفاوت باشند. بنابراین در این نقاط، فشار شکست نیز می‌تواند متفاوت رفتار کند. به کمک مدل‌های تئوری مختلف می‌توان فشار شکست را تخمین زد. اما در روابط این مدل‌ها اثر تعامل ژئوشیمایی آب منفذی-سنگ مستقیما دیده نمی‌شود. همچنین دقت تخمین فشار این روابط کماکان چالش برانگیز است. در این مطالعه با استفاده از نتایج پژوهش‌های پیشین، دقت مدل‌های مرسوم تخمین فشار شکست و اثرات احتمالی شیمی آب مخزن بر فشار شکست بررسی گردید. همچنین مدل جدیدی با مفهوم تنش موثر در قالب فشار انفصال دانه-به-دانه و به‌کارگیری اصل برهم‌‌نهی توزیع تنش‌های اطراف دیواره چاه توسعه یافت. بر اساس نتایج، اکثر مدل‌های مرسوم تخمین فشار شکست در عملیات شکافت هیدرولیک ناموفق هستند. به عنوان مثال، خطای متوسط مدل بسیار مرسوم هابرت-ویلیس حدود 34.7% می‌باشد. همچنین این بررسی نشان می‌دهد که شیمی آب منفذی بر ترشوندگی و فشار شکست سنگ به‌دلیل مشارکت نیروهای بین سطحی طبق تئوری derjaguin–landau–verwey–overbeek (dlvo) اثر دارد. اما میزان و نحوه‌ تاثیر ترشوندگی (آب-دوستی یا نفت-دوستی) سنگ کربناته بر فشار شکست سنگ به واسطه‌ تغییر استحکام سنگ مبهم و به نحوه‌ جایگیری فازهای ترکننده در سطوح تماس دانه‌های سنگ وابسته می‌باشد. نتایج مدل مفهومی نشان داد که با افزایش غلظت یون سولفات موجود در آب منفذی سنگ کربناته ریزدانه ( گچی(chalk) )، فشار شکست سنگ کاهش می‌یابد.

theoretical and conceptual investigation of the effect of pore water chemistry on formation breakdown pressure estimation using conventional models in hydraulic fracturing operation

the three main factors affecting formation breakdown pressure (pb) include rock mechanical and petrophysical properties, fluid properties and in-situ stress fields. boreholes in different reservoir sections within the same rock type and reservoir and even under the same stress fields may exhibit different pb behaviors due to differences in pore water chemistry (different ionic composition and ionic strength) and geochemical interactions between pore water and rock. the pb can be estimated based on different theoretical and empirical models. however, in these models, the geochemical effect is not directly captured. besides, the accuracy of pb estimation using these relations is still unknown. in this study, the accuracy of pb estimation using the conventional models and the effects of pore water chemistry on pb were investigated using published data from literature. also, a new model was developed based on the concept of effective stress, disjoining pressure and the superposition principle for stress distribution around well-bore. the results indicate that most of the conventional models are unsuccessful in pb prediction for hydraulic fracturing operations. as an example, the popular hubert-willis model has an average error of 34.7%. our study indicates that pore water chemistry has a substantial effect on rock wettability and pb due to the change of inter-granular forces, based on the dlvo theory, affecting the rock strength. the results of the new conceptual model show a decrease in the pb of chalkstone with an increase in the concentration of the sulfate ions in the pore water.