en روش تحلیلی جدید برای تخمین تنش‌های برجا در مخازن نفتی بر اساس داده‌های اسیدکاری شکاف‌دهنده زمین شناسی مهندسی Engineering Geology مطالعه موردی Case-Study <p>اخیراً کاربرد مکانیک سنگ در صنعت نفت سرعت چشم‌گیری پیدا کرده است. از جمله چنین کاربردهایی می‌توان به تحلیل پایداری در چاه‌های افقی و نیز تولید ماسه ضمن استخراج نفت از مخازن ماسه سنگی اشاره کرد. البته تخمین جهت و مقدار تنش‌های برجا پارامتر مهمی برای این‌گونه کاربردها است. این موضوع به‌قدری مهم است که تلاش جهانی برای اشتراک این‌گونه داده‌های گران‌قیمت صورت گرفته و نقشۀ جهانی تنش‌های برجا بر اساس گزارش‌های افراد مختلف از سراسر دنیا در حال تدوین است. در این تحقیق تلاش شده است که تنش‌های برجا در یک مخزن نفتی بر اساس داده‌های روتین مربوط به شکافت سنگ برای اسیدکاری تخمین زده شود که بر اساس معادلات مکانیک سنگ برای حفره‌های دایره‌ای می‌توان رابطۀ بین فشار لازم برای بازگشایی مجدد شکاف و مقدار تنش‌های برجا را به‌صورت تخمینی مشخص کرد. با استفاده از معادلات شناخته شده دارسی برای جریان در محیط‌های متخلخل، رابطۀ تخمینی بین حداقل و حداکثر تنش‌های برجا و پارامترهای مخزن نفت مثل نفوذپذیری، فشار مخزن، مدول الاستیسیته سنگ، ویسکوزیته اسید، فشار تزریق و غیره ارائه شده است. بنا بر این با داشتن سرعت جریان اسید تزریق شده برای تحریک چاه و سایر پارامترهای مخزن، می‌توان تنش‌های برجا را تخمین زد. این تکنیک امکان کسب اطلاعات مهم در مورد رفتار مکانیکی مخزن را فراهم می‌کند. سپس این روش در مخزنی به‌عنوان مطالعۀ موردی به‌کار گرفته شد. اهمیت این روش در مقیاس محلی و نیز در مقیاس جهانی برای کمک به توسعه و تطابق داده‌های مربوط به تنش‌های برجا در مناطق نفت‌خیز است.&nbsp;&nbsp;</p> In this research attempts were made to estimate the in-situ stresses acting on a hydrocarbon reservoir based on routine activities of acid injection in oil reservoir. It was found that the relation between the re-opening pressure of fracture and principal in-situ stresses can be estimated using rock mechanics equations for the circular underground cavities. An appropriate relation between the maximum and minimum horizontal principal in-situ stresses and reservoir parameters such as permeability, reservoir pressure, Young’s modulus, acid viscosity, injection flow rate and etc., was developed by using the well-known Darcy equations for fluid flow in porous media. Accordingly, knowing the flow rate of acid injection during well operations and some other reservoir parameters, in-situ stresses may be estimated. The method was then successfully applied to a large carbonate reservoir as a case study in south-west of Iran. Maximum and minimum effective horizontal stresses were calculated by employing the presented method.  مکانیک سنگ , اسید کاری , بازگشایی مجدد , تنش برجا , ماسه , rock mechanic , acid fracturing , re-opening pressure , in-situ stresses , hydraulic fracturing , 2789 2816 http://jeg.khu.ac.ir/browse.php?a_code=A-10-42-1&slc_lang=en&sid=1 Amir Haghi امیر حسین حقی amirh886@yahoo.com 10031947532846001137 10031947532846001137 No دانشجو M Asef محمدرضا آصف asef@khu.ac.ir 10031947532846001138 10031947532846001138 Yes دانشگاه تریبت معلم کروه زمین شناسی Riaz Kharrat ریاض خراص kharrat@put.ac.ir 10031947532846001139 10031947532846001139 No استاد