Preview

Науки о Земле и недропользование

Расширенный поиск

Моделирование поля тектонических напряжений и прогноз распределения трещин в сланцевом коллекторе

https://doi.org/10.21285/2686-9993-2021-44-4-397-407

Полный текст:

Аннотация

Статья представляет способ прогнозирования трещиноватости сланцевых коллекторов, основанный на методе конечных элементов с использованием моделирования поля напряжений, деформационных тестов на одноосное и трехосное сжатие, а также испытаний акустической эмиссии на сжатие. Учитывая характеристики трещин при растяжении и сдвиге, которые в основном возникают в сланцах, богатых органическими веществами, были использованы критерии Гриффита и Кулона – Мoра для расчета скоростей роста трещин при растяжении и сдвиге в сланцевых коллекторах. Кроме того, общая скорость роста трещин в сланцевых коллекторах была рассчитана на основе отношения трещин растяжения и сдвига к общему количеству трещин. Этот метод был эффективно применен для прогнозирования распределения трещин в сланцевом коллекторе формации Лунмаси нижнего силура на юго-востоке Чунцина, Китай, и он обеспечивает новый способ оптимизации перспективных месторождений сланцевого газа. Результаты моделирования имеют важное значение для проектирования горизонтальных скважин для добычи сланцевого газа и создания программ по реконструкции гидроразрыва пласта.

Об авторах

Вэньлун Дин
Китайский университет геологических наук
Китай

Дин Вэньлун, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Школа Энергетических Ресурсов, Главная лаборатория эволюции морских резервуаров и механизма распространения углеводородов, Министерство образования, Главная лаборатория по разведке и оценке запасов сланцевого газа, Министерство земли и ресурсов

г. Пекин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Вэйтэ Цзэн
Геологическая служба Хайнаня
Китай

Цзэн Вэйтэ

г. Хайкоу


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Жуюэ Ван
Китайский университет геологических наук
Китай

Ван Жуюэ, Школа Энергетических Ресурсов, Главная лаборатория эволюции морских резервуаров и механизма распространения углеводородов, Министерство образования, Главная лаборатория по разведке и оценке запасов сланцевого газа, Министерство земли и ресурсов

г. Пекин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Кай Цзю
Пекинская нефтепромысловая корпорация Цзиннэн
Китай

Цзю Кай

г. Пекин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Чжэ Ван
Шаньдун Кэжуй Групп Холдинг Лимитед
Китай

Ван Чжэ

г. Дунъин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Ясюн Сунь
Китайский университет геологических наук
Китай

Сунь Ясюн, Школа Энергетических Ресурсов, Главная лаборатория эволюции морских резервуаров и механизма распространения углеводородов, Министерство образования, Главная лаборатория по разведке и оценке запасов сланцевого газа, Министерство земли и ресурсов

г. Пекин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Синхуа Ван
Китайский университет геологических наук
Китай

Ван Синхуа, Школа Энергетических Ресурсов, Главная лаборатория эволюции морских резервуаров и механизма распространения углеводородов, Министерство образования, Главная лаборатория по разведке и оценке запасов сланцевого газа, Министерство земли и ресурсов

г. Пекин


Конфликт интересов:

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.



Список литературы

1. Jarvie D. M., Hill R. J., Ruble T. E., Pollastro R. M. Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment // AAPG Bulletin. 2007. Vol. 91. Iss. 4. P. 475–499. https://doi.org/10.1306/12190606068.

2. Curtis J. B. Fractured shale-gas systems // AAPG Bulletin. 2002. Vol. 86. Iss. 11. P. 1921–1938. https://doi.org/10.1306/61EEDDBE-173E-11D7-8645000102C1865D.

3. Ross D. J. K., Bustin R. M. Shale gas potential of the Lower Jurassic Gordondale Member, northeastern British Columbia, Canada // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 2007. Vol. 55. Iss. 1. P. 51–75. https://doi.org/10.2113/gscpgbull.55.1.51.

4. Gale J. F. W., Reed R. M., Holder J. Natural fractures in the Barnett Shale and their importance for hydraulic fracture treatments // AAPG Bulletin. 2007. Vol. 91. Iss. 4.P. 603–622. https://doi.org/10.1306/11010606061.

5. Hill D. G., Lombardi T. E., Martin J. P. Fractured gas shale potential in New York. [Электронный ресурс]. URL: https://treichlerlawoffice.com/radiation/HillNY.pdf (20.08.2021).

6. Zeng W., Zhang J., Ding W., Zhao S., Zhang Y., Liu Z., et al. Fracture development in Paleozoic shale of Chongqing area (South China). Part one: Fracture characteristics and comparative analysis of main controlling factors // Journal of Asian Earth Sciences. 2013. Vol. 75. Iss. 5. P. 251–266. https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2013.07.014.

7. Ding W., Zhu D., Cai J., Gong M., Chen F. Analysis of the Developmental characteristics and major regulating factors of fractures in marine-continental transitional shalegas reservoirs: a case study of the Carboniferous-Permian strata in the southeastern Ordos Basin, central China // Marine and Petroleum Geology. 2013. Vol. 45. P. 121–133. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.04.022.

8. Jiu K., Ding W., Huang W., Zhang Y., Zhao S., Hu L. Fractures of lacustrine shale reservoirs, the Zhanhua Depression in the Bohai Bay Basin, eastern China // Marine and Petroleum Geology. 2013. Vol. 48. P. 113–123. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.08.009.

9. Jiu K., Ding W., Huang W., You S., Zhang Y., Zeng W. Simulation of paleotectonic stress fields within Paleogene shale reservoirs and prediction of favorable zones for fracture development within the Zhanhua Depression, Bohai Bay Basin, east China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2013. Vol. 110. P. 119–131. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.09.002.

10. Ding W., Fan T., Yu B., Huang X., Liu C. Ordovician carbonate reservoir fracture characteristics and fracture distribution forecasting in the Tazhong Area of Tarim Basin, Northwest China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2012. Vol. 86-87. P. 62–70. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2012.03.006.

11. Atkinson B., Meredith P. Experimental fracture mechanics data for rocks and minerals // Fracture mechanics of rock / B. K. Atkinson. London: Academic Press, 1987. P. 76−80.

12. Bewick R. P., Kaiser P. K., Bawden W. F. DEM simulation of direct shear: 2. Grain boundary and mineral grain strength component influence on shear rupture // Rock Mechanics and Rock Engineering. 2014. Vol. 47. P. 1673–1692. https://doi.org/10.1007/s00603-013-0494-4.

13. Jaeger J. C., Cook N. G. W. Fundamentals of rock mechanics. London: Chapman and Hall, 1976. 612 p.

14. Lama R. D., Vutukuri V. S. Handbook on mechanical properties of rocks. Vol. II // Trans tech publications. Clausthal, 1978. P. 58−60.

15. Liu J., Ding W., Yang H., Wang R., Yin S., Li A., et al. 3D geomechanical modeling and numerical simulation of in-situ stress fields in shale reservoirs: a case study of the lower Cambrian Niutitang formation in the Cen'gong block, South China // Tectonophysics. 2017. Vol. 712-713. P. 663–683. https://doi.org/10.1016/j.tecto.2017.06.030.

16. Liu J., Ding W., Wang R., Yang H., Wang X., Li A. Methodology for quantitative prediction of fracture sealing with a case study of the lower Cambrian Niutitang Formation in the Cen'gong block in South China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018. Vol. 160. P. 565–581. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.10.046.

17. Mahmoodi S., Abbasi M., Sharifi M. New fluid flow model for hydraulic fractured wells with non-uniform fracture geometry and permeability // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2019. Vol. 68. P. 102914. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.102914.

18. Oluwadebi A. G., Taylor K. G., Ma L. A case study on 3D characterisation of pore structure in a tight sandstone gas reservoir: the Collyhurst Sandstone, East Irish Sea Basin, northern England // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2019. Vol. 68. P. 102917. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.102917.

19. Salamon M. D. G. Energy considerations in rock mechanics: fundamental results // Journal of the Southern African Institute of Mining and Metallurgy. 1984. Vol. 84. Iss. 8. P. 233–246.

20. Wang R., Hu Z., Sun C., Liu Z., Zhang C., Gao B., et al. Comparative analysis of shale reservoir characteristics in the Wufeng-Longmaxi (O3w-S1l) and Niutitang (Є1n) Formations: a case study of wells JY1 and TX1 in southeastern Sichuan Basin and its periphery, southwestern China // Interpretation. 2018. Vol. 6. Iss. 4. P. SN31-SN45. https://doi.org/10.1190/int-2018-0024.1.

21. Yang R., Jin Z., van Loon A. J., Han Z., Fan A. Climatic and tectonic controls of lacustrine hyperpycnite origination in the Late Triassic Ordos Basin, central China: implications for unconventional petroleum development // AAPG Bulletin. 2017. Vol. 101. Iss. 1. P. 95–117. https://doi.org/10.1306/06101615095.


Рецензия

Для цитирования:


Дин В., Цзэн В., Ван Ж., Цзю К., Ван Ч., Сунь Я., Ван С. Моделирование поля тектонических напряжений и прогноз распределения трещин в сланцевом коллекторе. Науки о Земле и недропользование. 2021;44(4):397-407. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2021-44-4-397-407

For citation:


Ding W., Zeng W., Wang R., Jiu K., Wang Z., Sun Y., Wang X. Simulation of tectonic stress field and prediction of fracture distribution in shale reservoir. Earth sciences and subsoil use. 2021;44(4):397-407. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2021-44-4-397-407

Просмотров: 166


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2686-9993 (Print)
ISSN 2686-7931 (Online)