Modeling of filtration and scattered fracture in fractured zones with abnormally high formation pressure

Capa

Citar

Texto integral

Acesso aberto Acesso aberto
Acesso é fechado Acesso está concedido
Acesso é fechado Somente assinantes

Resumo

A model of a double-porosity medium with a damageable matrix under the action of anomalously high formation pressure is discussed. It is assumed that damage in the matrix enhances mass transfer between the subsystems of the medium. The problem of the coupled process of fracture and fluid flow in a fractured porous medium in one-dimensional (1D) statement is solved numerically. The limited spatial extent of the zone of conductive fractures is taken into account.

Texto integral

Acesso é fechado

Sobre autores

O.  Izvekov

Moscow Institute of Physics and Technology (National Research University)

Autor responsável pela correspondência
Email: izvekov_o@inbox.ru
Rússia, Moscow

A.  Konyukhov

Moscow Institute of Physics and Technology (National Research University); Joint Institute for High Temperatures, Russian Academy of Sciences

Email: izvekov_o@inbox.ru
Rússia, Moscow; Moscow

Yu.  Izvekova

Moscow Institute of Physics and Technology (National Research University)

Email: izvekov_o@inbox.ru
Rússia, Moscow

Bibliografia

  1. Алексеев А.Д. Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме // Rogtec Magazine. 2013. Т. 34. С. 15–39.
  2. Извеков О.Я., Кондауров В.И. Модель пористой среды с упругим трещиноватым скелетом // Физика Земли. 2009. № 4. С. 31–42.
  3. Извеков О.Я., Конюхов А.В., Чепрасов И.А. Термодинамически согласованная модель фильтрации в среде с двойной пористостью с учетом рассеянного разрушения матрицы // Физика Земли. 2020. № 5. С. 103–116.
  4. Кондауров В.И. Механика и термодинамика насыщенной пористой среды. М.: МФТИ. 2007. 310 с.
  5. Кондауров В.И., Фортов В.Е. Основы термомеханики конденсированной среды. М.: МФТИ. 2002. 336 с.
  6. Панарин А.Т., Фомин А.В. Российская нефть баженом прирастать станет // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2. С. 325–330.
  7. Трусделл К.А. Первоначальный курс рациональной механики сплошных сред. М.: Мир. 1975. 592 с.
  8. Abousleiman Y., Nguyen V. Poromechanics response of inclined wellbore geometry in fractured porous media // J. engineering mechanics. 2005. V. 131. № 11. P. 1170–1183.
  9. Bai M., Roegiers J.C., Elsworth D. Poromechanical response of fractured-porous rock masses // Journal of Petroleum Science and Engineering. 1995. V. 13. № 3-4. P. 155–168.
  10. Baihly J.D., Malpani R., Edwards C., Han S.Y., Kok J.C., Tollefsen E.M., Wheeler C.W. Unlocking the shale mystery: How lateral measurements and well placement impact completions and resultant production. In Tight Gas Completions Conference. OnePetro. 2010.
  11. Barati R., Liang J.T. A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells // J. Appl. Polym. Sci. 2014. V. 131. № 16. Paper ID 40735.
  12. Barenblatt G.I., Zheltov Y.P., Kochina I.N. 1960. Basic concepts in the theory of seepage of homogeneous liquids in fissured rocks // PMM. V. 24. № 5. P. 852–864.
  13. Berryman J.G., Pride S.R. Models for computing geomechanical constants of double-porosity materials from the constituents properties // Journal of Geophysical Research: Solid Earth. 2002. V. 107. № B3. P. ECV 2–1–ECV 2–14.
  14. Dokhani V., Yu M., Bloys B. A wellbore stability model for shale formations: accounting for strength anisotropy and fluid induced instability // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2016. V. 32. P. 174–184.
  15. Engelder T., Lacazette A. Natural hydraulic fracturing //Proceedings of the International Symposium on Rock Joints, 4–6 June at Loen. Norway. 1990. P. 35–43.
  16. Eseme E., Urai J.L., Krooss B.M., Littke R. Review of mechanical properties of oil shales: implications for exploitation and basin modeling // Oil Shale. 2007. V. 24. № 2.
  17. Griffith A.A. The Phenomena of Rupture and Flow in Solids // Phil. Trans. Roy. Soc. 1921. V. 221. P. 163–19.
  18. Lemaitre J. A Course on Damage Mechanics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg. 1996. 228 p.
  19. Li S., George J., and Prudy C. Pore-pressure and wellbore stability prediction to increase drilling efficiency // J. Pet. Technol. 2012. V. 64. № 2. P. 98–101.
  20. Luo X., Vasseur G. Natural hydraulic cracking: numerical model and sensitivity study // Earth and Planetary Science Letters. 2002. V. 201. № 2. P. 431–446.
  21. Ma X., Zabaras N. An adaptive hierarchical sparse grid collocation algorithm for the solution of stochastic differential equations // Journal of Computational Physics. 2009. V. 228. № 8. P. 3084–3113.
  22. Ma Y.Z., Holditch S. Unconventional oil and gas resources handbook: Evaluation and development. Gulf professional publishing. 2015.
  23. Mehrabian A., Abousleiman Y.N. Gassmann equations and the constitutive relations for multiple-porosity and multiplepermeability poroelasticity with applications to oil and gas shale // Int. J. Numer. Anal. Methods Geomech. 2015. V. 39. № 14. P. 1547–1569.
  24. Murakami S. Continuum Damage Mechanics. Springer Netherlands. 2012. 402 p.
  25. Ougier-Simonin A., Renard F., Boehm C., Vidal-Gilbert S. Microfracturing and microporosity in shales // Earth-Science Reviews. 2016. V. 162. P. 198–226.
  26. Ougier-Simonin A., Renard F., Boehm C., Vidal-Gilbert S. Microfracturing and microporosity in shales // Earth-Science Reviews. 2016. V. 162. P. 198–226.
  27. Saif T., Lin Q., Bijeljic B., Blunt M.J. Microstructural imaging and characterization of oil shale before and after pyrolysis // Fuel. 2017. V. 197. P. 562–574.
  28. Saif T., Lin Q., Gao Y., Al-Khulaifi Y., Marone F., Hollis D., Blunt M.J., Bijeljic B. 4d in situ synchrotron X-ray tomographic microscopy and laser-based heating study of oil shale pyrolysis // Applied Energy. 2019. V. 235. P. 1468–1475.
  29. Secor Jr. D.T. Role of Fuid pressure in jointing // American Journal of Science. 1965. V. 263. № 8. P. 633–646.
  30. Snow D.T. Rock fracture spacings, openings, and porosities // J. Soil Mechanics & Foundations Division. 1968. V. 94. № 1. P. 73–92.
  31. Sonnenberg S.A. Pramudito A. Petroleum geology of the giant Elm Coulee field, Williston Basin // AAPG Bull. 2009. V. 93. № 9. P. 1127–1153.
  32. Thompson J.M., Nobakht M., Anderson D.M. Modeling well performance data from overpressured shale gas reservoirs // Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. Society of Petroleum Engineer. 2010. SPE-137755-MS.
  33. Truesdell C. and Noll W. The non-linear field theories of mechanics. In The non-linear field theories of mechanics. Springer, Berlin, Heidelberg. 2004. P. 1–579.
  34. Warpinski N.R., Mayerhofer M.J., Vincent M.C., Cipolla C.L., Lolon E.P. Stimulating unconventional reservoirs: maximizing network growth while optimizing fracture conductivity // J. Can. Pet. Technol. 2009. V. 48. № 10. P. 39–51.
  35. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs // SPE J. 1963. V. 3. № 03. P. 245–255.
  36. Wu Y.S., Li J., Ding D., Wang C., and Di Y. A generalized framework model for the simulation of gas production in unconventional gas reservoirs // SPE J. 2014. V. 19. № 5. P. 845–857.
  37. Ye Z., Ghassemi A., Riley S. Fracture properties characterization of shale rocks. Unconventional Resources Technology Conference. San Antonio. Texas. 1–3 August 2016. Society of Exploration Geophysicists, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers. 2016. P. 1083–1095.
  38. Zimmerman R.W., Chen G., Hadgu T., Bodvarsson G.S. A numerical dual-porosity model with semianalytical treatment of fracture/matrix flow // Water Resour. Res. 1993. V. 29. № 7. P. 2127–2137.

Arquivos suplementares

Arquivos suplementares
Ação
1. JATS XML
Baixar
2. Fig. 1. To explain the problem statement: 1 – well, 2 – main fractures, 3 – stimulated volume containing a system of secondary fractures; X is the extent of the stimulated volume normal to the plane of the hydraulic fracture.

Baixar (250KB)
Metadados
3. Fig. 2. Asymptotic solution for t→∞ to the problem of propagation of a fracture wave in a half-space x>0 caused by a decrease in pore pressure in the crack subsystem at its boundary at x=0. The pressure ratio p2/p0 is shown as a function of a self-similar variable for four cases with different values. r.

Baixar (171KB)
Metadados
4. Fig. 3. (a) – damage profile at (dash-dotted line), at (solid line); (b) – pressure profiles at Parameters

Baixar (172KB)
Metadados
5. Fig. 4. (a) – damage profile at (dash-dotted line), at (solid line); (b) – pressure profiles at Parameters

Baixar (186KB)
Metadados
6. Fig. 5. Dependence of flow rate on dimensionless time for various values of the parameter r. The dotted line shows the flow rate for an undamaged matrix (without mass transfer between subsystems).

Baixar (182KB)
Metadados

Declaração de direitos autorais © Russian Academy of Sciences, 2024

Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».