کد مقاله کد نشریه سال انتشار مقاله انگلیسی نسخه تمام متن
5484712 1523001 2017 47 صفحه PDF دانلود رایگان
عنوان انگلیسی مقاله ISI
High injection rate stimulation for improving the fracture complexity in tight-oil sandstone reservoirs
ترجمه فارسی عنوان
تحریک میزان تزریق بالا برای بهبود پیچیدگی شکستگی در مخازن ماسه سنگ تنگ روغن
کلمات کلیدی
مخازن ماسه سنگ، شبکه شکستگی، شکستگی هیدرولیکی، میزان تزریق،
ترجمه چکیده
برای موفقیت ساختن یک شبکه بزرگ شکست مزرعه برای دستیابی به تولید اقتصادی مخازن ماسه سنگی با مقیاس بسیار مهم، ضروری است. در این مقاله، تغییرات تنش درونی و همچنین شبکه شکستگی بر اساس مدل جریان و مکانیک به طور کامل متصل شده است. تکنیک تحریک با سرعت بالا به عنوان یک روش موثر برای بهبود پیچیدگی شکست در مراحل تک یا چندین افقی به خوبی مورد بررسی قرار گرفته است. مطالعات حساسیت برای این روش تحریک در بهبود پیچیدگی شکست انجام شده است. تحرک نرخ بالای تزریق می تواند به طور موثر سطح منطقه شکستگی را برای سنگ های حفاری ترویج کند. کنتراست اولیه در محل، نقش مهمی در ایجاد شبکه شکستگی دارد. دیافراگم شکستگی و همچنین اختلال تنش با حداقل استرس درونی کنترل می شود. اختلال تنش در مخازن نفوذپذیری کم تأکید شده است که برای رسیدن به یک میدان بزرگ شبکه شکستگی مفید است. ناحیه شبکه جدید شکست خورده ایجاد شده در شکستگی متوالی با شکستگی های ناشی از بروز تعامل مکانیکی بین شکستگی ها افزایش می یابد. نتایج ارائه شده در این مقاله می تواند در طراحی شکست هیدرولیکی در مخازن ماسه سنگی تنگستن برای افزایش بهره وری استفاده شود.
موضوعات مرتبط
مهندسی و علوم پایه علوم زمین و سیارات علوم زمین و سیاره ای (عمومی)
پیش نمایش مقاله
تحریک میزان تزریق بالا برای بهبود پیچیدگی شکستگی در مخازن ماسه سنگ تنگ روغن
چکیده انگلیسی
Successfully creating a large field fracture network is crucial for achieving economic production of tight-oil sandstone reservoirs. In this paper, the variations of in situ stress as well as the fracture network are studied based on a fully coupled flow and mechanics model. A high injection rate stimulation technique is extensively investigated as an effective method for improving the fracture complexity in single or multiple stages of horizontal well. Sensitivity studies are conducted for this stimulation method in improving the fracture complexity. The high injection rate stimulation cannot efficiently promote the fracture network area for ductile rocks. Initial in situ stress contrast plays an important role in the creation of fracture network. The fracture aperture as well as stress perturbation is controlled by the minimum in situ stress. The stress perturbation is accentuated in low permeability reservoirs, which is helpful to achieve a large field of fracture network. The area of new created fracture network in sequential fracturing is increasing with the fractures due to the arising of mechanical interaction between fractures. The results presented in this paper can be used in hydraulic fracturing design in tight-oil sandstone reservoirs to promote productivity.
ناشر
Database: Elsevier - ScienceDirect (ساینس دایرکت)
Journal: Journal of Natural Gas Science and Engineering - Volume 42, June 2017, Pages 133-141
نویسندگان
, , , , , , , ,