CCRG

Geomechanik karbonischer Karbonatreservoire (CCRG)

Promotionsprojekt I. Nugmanov

3D geomechanische Charakterisierung eines karbonischen Karbonatreservoirs in Tatarstan, Russland

Fig. 1. Schematische Illustrierung der Forschungsaktivitäten
Fig. 1. Schematische Illustrierung der Forschungsaktivitäten

In der Republik Tatarstan, Russland, sind etwa 20,4 % aller Erdölreserven in Karbonatreservoiren enthalten. Jedoch können gegenwärtig nur 10-15 % des im Untergrund befindlichen Erdöls gefördert werden. Wirtschaftlich bedeutende Reservoireinheiten in Karbonaten sind im Unteren Mississippium und Unteren Pennsylvanium konzentriert, wobei die Baschkirischen Einheiten unter den Hauptzielhorizonten in Karbonat in der Wolga-Ural Region sind. Hinsichtlich der Produktion befindet sich ein beträchtlicher Teil der Devonischen klastischen Reservoirgesteine in einem späten Stadium der Produktion und folglich richtet sich der Fokus der Erdölexploration in dieser Region auf die Karbonischen Reservoirgesteine. Der Einsatz horizontaler Bohrungen und säureunterstütztes Aufbrechen des Gesteins sind die effektivsten Ansätze für die Exploration in komplexen Karbonaten sowohl in wirtschaftlicher als auch technischer Hinsicht. Vor diesem Hintergund kommt der Reservoirgeomechanik eine überragende Bedeutung für eine erfolgreiche und sichere Entwicklung von Ölfeldern im Hinblick auf die Herausforderungen bei Bohrlochstabilität, Porendruckvorhersage, Reservoirentleerung und Störungsreaktivierung zu. Die Forschungsaktivitäten des Promotionsprojekts bestehen aus den drei Hauptteilen, die in Abb. 1 gezeigt sind.

Der erste Teil der Forschungsarbeit besteht in der Zusammenstellung von in situ Spannungsdaten aus der Region, vor allem die Orientierung der maximalen horizontalen Spannung. Diese Information wird aus der Verarbeitung von bildgebenden akustischen und elektrischen Widerstands- Bohrloch-Logs gewonnen. Erkannte Strukturen in den Abbildungen der Bohrlochwand werden nach dem Klassifizierungssystem der Weltspannungskarte eingestuft. Zur Analyse der Log-Daten wird die WellCAD Software (ALT, Luxemburg) verwendet.

Auf lokaler Skala liegt unser Fokus auf der Entwicklung von 1D und 3D geomechanischen Modellen des Akan Erdölfeldes in der Melekess Senke. 1D geomechanische Modelle beziehen die Bohrloch-Log Daten ein, sowie Informationen aus Labormessungen an Bohrkernen und Bohrlochtests und bilden die gesteinsmechanische Stratigraphie, Porendruck und die Spannungsverteilung nahe des Bohrlochs ab. Berechnete Gesteinseigenschften, Porendruck und Horizontalspannungen werden zur Analyse der Bohrlochstabilität verwendet. Die Arbeitsschritte für die 1D geomechanischen Modelle werden mit der Techlog Software durchgeführt.

Schliesslich wird ein 3D geomechanisches Modell eines Teils des Akan Erdölfeldes erstellt mithilfe der Finite Elemente Methode. Das Strukturmodell, welches existierende Störungen einbezieht, wird aus der Interpretation von 3D seismischen Messungen und der räumlichen Verteilung der mechanischen Eigenschaften aus der Inversion von seismischen AVO Daten erstellt. Die Ergebnisse der vorhergehenden Analyse des regionalen Spannungsfeldes werden als Randbedingungen für die Modellierung verwendet. Die numerische Simulation wird den vollen Spannungs- und Deformationstensor für jeden Teil des Modellvolumens liefern, was wichtig für zahlreiche praktische Anwendungen ist.

Förderung

Die Forschungsarbeit wird teilweise vom Deutschen Akademischen Austauschdienst (DAAD) gefördert im Rahmen des Deutsch-Russischen Interdisziplinären Wissenschaftszentrums (G-RISC).

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