ملخص
إن الكسور والشقوق الموجودة في المكمن يمكن أن تأخذ أحد شكلين، فالأول طبيعي والثاني مكتسب (محدث). وتشكلت الكسور الطبيعية بسبب النشاط التكتوني الجيولوجي المصحوب بترسيب تكوين طبقات صخور المكمن. ومع ذلك، تشكلت كسور الأصل المكتسب (المحدث) بفعل أنشطة الحفر وعمليات الإنتاج طيلة عمر المكمن. ويمكن لهذه الكسور أيا كان نوعها أن تؤثر بشكل كبير على معدل إنتاج النفط وكذلك على النفط الموجود مبدئياً في المكمن. ولذلك فإن لكل من الحجم و الشكل و الاتجاه تأثير كبير على معدل النفط وكمية المكمن. إن هدف هذه الدراسة التحقيق في تأثير خصائص هذه الكسور (الشكل، الاتجاه، الحجم) على المسامية والنفاذية الكلية للمكمن ، عندما تكون خاصيتي المكمن الفيزيائيتين لهما تأثير كبير على استرداد إنتاج النفطهذا وأجريت الدراسة عن طريق إجراء تجارب معملية على عدة عينات لبية من مكمن حجارة رملية في ليبيا. وتشمل هذه التجارب التحقيق الجيولوجي لتحديد اتجاه وشكل و كمية الكسور وكذلك تشمل نسبة الصخور الفيزيائية كالمسامية والنفاذية المتحصل عليهما من أي تحليل لبي كسرود الآبار.وأشارت نتائج التجارب إلى أن العينة اللبية مع عدد طبقات الكسور الطبيعية أبدت زيادة واضحة في النفاذية والمسامية عندما تعرضت هذه العينة لقيم إجهاد مختلفة. واستنتج أيضاً أنه عندما تتجاوز قيم الإجهاد المستخدمة على العينة اللبية في المعمل مقاومة انهيار الصخور فإن الصخور سيحصل لها قصور كامل ومن ثم انخفضت المسامية والنفاذية الملاحظة. واستنتج أيضاً أن الزيادة في مسامية و نفاذية العينة اللبية تعتبر مؤشراً على ازدياد معامل استرداد النفط من المكمن وأيضاً زيادة النفط القصوى. وقد تم اختبار العينات اللبية عند أحمال مختلفة لتحديد زيادة المسامية والنفاذية من عدمها. وقد بينت النتائج أن للعينات اللبية استجابات جيدة للقصور الذي يؤدي إلى زيادة متوسط قيمة المسامية من 9إلى 10.3% والنفاذية من 2.31 إلى 16.6 Md.
Abstract
Fractures or cracks that are present in the reservoir can be in two forms; the first is natural and the second is induced. The natural fractures were formed due to the geological tectonic activist accompanied with the deposition of forming of the rock reservoir layers. However the fractures of the induced origin were formed due to the drilling activities or production operations throughout the life of the reservoir. These fractures of any from can greatly affect the oil production rate as well as the oil initially in place in the reservoir. Therefore the magnitude, shape and the orientation are of great influence on the oil rate and the quantity of reservoir. The objective of this study is to investigate the effect of these fracture features (shape, orientation, magnitude) on the overall reservoir porosity and permeability, where these two reservoir physical properties have great effect on oil production of recovery. The study is carried out by conducting laboratory experiment on different core sample collected from a sandstone reservoir in Libya. The experiment includes the geological investigation for the determination of the fracture orientation, shape and quantity and also includes the physical rock proportion such as porosity and permeability obtained from either core analysis as wire line logs. The experimental results indicated that the core sample with layer number of natural fractures showed pronounced increase in permeability and porosity. When these core were subjected to different stress values. It is also concluded that when the applied stress values on the core sample in the laboratory exceed the rock collapse resistance, the rock experienced complete failure as hence the observed porosity and permeability were decreased. It is also concluded that the increase in core porosity and permeability is an indication of increasing the oil recovery factor from the reservoir as well as increasing the ultimate oil recovery. The core samples have been tested at different loads to determine whether the porosity and the permeability will increase or not. The results show that the core samples have good responses to failure which leads to increase the average porosity value from 9 to 10.3 % and the permeability from 2.31 to 16.6 mD.