Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Regiones de flujo distintivas en un modelo de fractura de forma cruzada en un yacimiento de gas de esquisto utilizando la derivada de densidad numérica, parte 3

Biu Victor T y Zheng Shi-Yi

El método de la derivada numérica de la densidad se utiliza para medir las densidades de fluidos alrededor del pozo y para generar la presión equivalente para cada fase utilizando una correlación simplificada de presión-densidad. Mientras que el método de la derivada estadística determina las permeabilidades de la fase de fluido y también la permeabilidad efectiva promedio para un sistema de yacimiento dado con un nuevo modelo empírico. Ambos métodos solo se probaron en un sistema de yacimiento de petróleo y gas convencional. Este estudio presenta un nuevo modelo matemático para interpretar el comportamiento de las presiones de un pozo vertical con fractura en forma de cruz en un yacimiento de gas de esquisto utilizando el método de la densidad numérica. En este caso, las fracturas impuestas pueden ser longitudinales y transversales, pero simétricas a un punto de referencia (el pozo). La principal ventaja es que simplificó la compleja ecuación de flujo de la matriz de fractura al aplicar el modelo de transformada de Laplace ordinario OLTM para formular un modelo de flujo lineal, bilineal y trilineal. El modelo se prueba para condiciones de presión y velocidad constantes con el equivalente de presión-densidad de fase de fluido promedio generado que muestra la huella distintiva del flujo de fracturas. También indica que la respuesta de la derivada de presión o velocidad adimensional y las regiones de flujo distintivas están influenciadas principalmente por las conductividades de las fracturas, las dimensiones y los límites del yacimiento. Se ha añadido una nueva región de flujo, la primera como región de flujo lineal, que es el flujo a lo largo del plano vertical paralelo al pozo, y la segunda como región de flujo bilineal o trilineal, que es el flujo a lo largo del plano vertical paralelo al pozo, luego hacia la fractura después de que el pulso de presión alcanza los límites impermeables superior e inferior, dependiendo de la relación de las longitudes y conductividades de la fractura primaria y secundaria en forma de cruz. En este artículo, se ha demostrado que para una solución de velocidad constante, cuanto menor sea la apertura de la fractura, menor será la reducción en el número de regiones de flujo que se observarán.