Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology

Abstrait

Régions d'écoulement distinctes dans le modèle de fracture en forme de croix dans un réservoir de gaz de schiste utilisant la dérivée numérique de la densité, partie 3

Biu Victor T et Zheng Shi-Yi

L'approche de dérivée de densité numérique est utilisée pour mesurer les densités de fluide autour du puits de forage et pour générer un équivalent de pression pour chaque phase en utilisant une corrélation pression-densité simplifiée. Alors que la méthode de dérivée statistique détermine les perméabilités de phase fluide et également la perméabilité effective moyenne pour un système de réservoir donné avec un nouveau modèle empirique. Les deux méthodes n'ont été testées que dans un système de réservoir de pétrole et de gaz conventionnel. Cette étude introduit un nouveau modèle mathématique pour interpréter le comportement des pressions d'un puits vertical avec une fracture en forme de croix dans un réservoir de gaz de schiste en utilisant une approche de densité numérique. Dans ce cas, les fractures imposées peuvent être longitudinales et transversales mais symétriques par rapport à un point de référence (le puits de forage). Le principal avantage est qu'il simplifie l'équation complexe d'écoulement matrice-fracture en appliquant le modèle de transformée de Laplace ordinaire OLTM pour formuler un modèle d'écoulement linéaire, bilinéaire et trilinéaire. Le modèle est testé pour des conditions de pression et de débit constants avec l'équivalent pression-densité de phase fluide moyen généré affichant l'empreinte digitale distinctive de l'écoulement des fractures. Français Cela indique également que la réponse dérivée du taux ou de la pression sans dimension et les régions d'écoulement distinctives sont principalement influencées par les conductivités, les dimensions et les limites du réservoir de fracture. Une nouvelle région d'écoulement a été ajoutée, la première étant la région d'écoulement linéaire qui est l'écoulement le long du plan vertical parallèle dans le puits de forage et la seconde étant la région d'écoulement bilinéaire ou trilinéaire qui est l'écoulement le long du plan vertical parallèle au puits de forage, puis dans la fracture après que l'impulsion de pression ait atteint les limites imperméables supérieure et inférieure en fonction du rapport des longueurs et des conductivités des fractures transversales primaires et secondaires. Dans cet article, il a été démontré que pour une solution à taux constant, plus l'ouverture de la fracture est petite, plus le nombre de régions d'écoulement visibles est réduit.