Mechanical Properties as Predictors of Sand production: Case Study of the Mamuniyat Reservoir, Murzuq Basin-Libya

Propiedades mecánicas como predictores de la producción de arena: caso de estudio del reservorio de Mamuniyat, en la cuenca de Murzuq, Libia

Sand production is one of the instability issues in oil reservoirs within the oil industry. This research paper seeks to establish a methodology for detecting sand production in the Mamuniyat Reservoir (Upper Ordovician) across multiple oil fields in the northwest Murzuq Basin, Libya. Well logging data from five oil wells (1, 2, 3, 4, 5) in Fields 1 and 2 have been processed to calculate the Sand Production Indicator (SPI), which is based on the estimation of petrophysical and mechanical properties. The Mamuniyat reservoir is classified in ascending order into Clayey Mamuniyat and Clean Mamuniyat sandstone, based on a 25% shale baseline. Montmorillonite and illite are identified as the dominant clay minerals, as recognised by natural gamma-ray spectrometry (NGS) in the Mamuniyat reservoir. Additionally, the reservoir is classified from very low strength (E) to high strength (B) based on uniaxial compressive strength (UCS). The shale content (Vsh) has noticeable changes in the UCS, cohesion (Co), and friction angle (Ф) of the Clayey Mamuniyat sandstone rather than the Clean Mamuniyat sandstone, which is about 70 MPa, not exceeding 30 MPa, and 20 degrees of the UCS, Co, and Ф, respectively. Whereas the Clean Mamuniyat sandstone is ranged from 80 to 110 MPa of the UCS, about 20 MPa of Co and close to 40 degrees of Ф. Accordingly, the studied reservoir does not meet the threshold criterion for sanding problems according to the standard shear to compressibility modulus ratio (G/Cb), which is less than 8×10¹¹ psi².

La producción de arena es uno de los factores inestables de las reservas de petróleo. Este artículo de investigación busca establecer una metodología para detectar la producción de arena en el reservorio de Mamuniyat (Ordovícico Tardío) a lo largo de múltiples campos de petróleo en la cuenca de Murzuq, al noroeste de Libia. Se procesó la información de perforación de cinco pozos petrolíferos (1, 2, 3, 4, 5), en los campos 1 y 2, para calcular el Indicador de Producción de Arena (SPI, del inglés Sand Production Indicator), el cual se basa en las propiedades petrofísicas y mecánicas. El reservorio de Mamuniyat tiene clasificación de orden ascendente dentro de las areniscas arcillosas y las limpias de Mamuniyat, de acuerdo con su línea de base del 25 % de esquisto. Los minerales de montmorillonita e illita se identificaron como los dominantes, según se reconoce a través de la espectometría de rayos gamma natural en el reservorio de Mamuniyat. Adicionalmente, el reservorio se clasifica en los rangos de fuerza muy baja (E) y hasta de fuerza muy alta (B), de acuerdo con la prueba de resistencia a la compresión uniaxial (UCS). El contenido de esquistos (V sh) implica cambios significativos en la prueba UCS, en la cohesión (Co), y en el ángulo de fricción (Ф) de las areniscas arcillosas de Mamuniyat, más que en las areniscas limpias del reservorio, cuyas unidades son de 70 MPa en el índice UCS, sin superar los 30 MPa en la cohesión y de 20 grados en el ángulo de fricción. Mientras que las areniscas limpias tienen un rango de 80 a 110 MPa en el índice UCS, cerca de 20 MPa de cohesión y cerca de 40 grados en el ángulo de fricción. De acuerdo con esto, el reservorio estudiado no cumple con el margen de criterio para los problemas de producción de arena según la relación estándar entre corte y módulo de compresibilidad (G/Cb), que es menos de 8X1011 psi2.