Numerical Simulation of Hydraulic Fracture Propagation within Fractured Shale Gas Reservoir Based on a Three-dimensional Fracture Network Model = Numerical Simulation of Hydraulic Fracture Propagation within Fractured Shale Gas Reservoir Based on a Three-dimensional Fracture Network Model
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2019
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학술저널
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370-370(1쪽)
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This research presents coupled hydro-mechanical modeling of hydraulic fracturing processes within fractured reservoir based on a three-dimensional fracture network model. Field investigation was conducted to collect joint data from shale outcrops of the Yanchang Formation using the window sampling method. A three-dimensional joint network model was built using the Monte Carlo simulation method. Lamina data were collected from conventional logging, borehole TV and cores. The Monte Carlo method was also used to model artificial laminas. The fracture network model was built by adding the artificial laminas to the joint network model. The interactions between hydraulic fractures and natural fractures are analyzed, providing a better insight into the performance of hydraulic fracturing jobs in naturally fractured reservoir. Numerical results show that the hydraulic fracture may arrest, cross, or divert into natural fractures depending on the rock mechanical properties, direction of rock principal stresses, and fracture intersection angle. The propagation direction of hydraulic fractures is controlled the maximum horizontal stress. Laminas change the propagation direction of hydraulic fractures, suggesting that the heterogeneity of shale influences the propagation of hydraulic fractures. The influence of the injection rate of fracturing fluid on the propagation of hydraulic fractures was studied. The results show that there is only one major hydraulic fracture when the injection rate is 0.1 ㎥ per minute. With the increase of the injection rate, several major hydraulic fractures perpendicular to laminas were produced, improving the fracture complexity and expanding the reservoir drainage area.
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