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자료유형
학술저널
저자정보
Zhu, Haiyan (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University) Zhang, Xudong (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University) Guo, Jianchun (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University) Xu, Yaqin (Safety Environment Quality Surveillance&Inspection Institude, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited) Chen, Li (Luming company, Shengli Oil Field) Yuan, Shuhang (Research Institute of Engineering and Technology, PetroChina Southwest Oil and Gas Fields Company) Wang, Yonghui (Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang) Huang, Jingya (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University)
저널정보
테크노프레스 Geomechanics & engineering Geomechanics & engineering 제9권 제5호
발행연도
2015.1
수록면
645 - 667 (23page)

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Single treatment and staged treatments in vertical wells are widely applied in sandstone and mudstone thin interbedded (SMTI) reservoir to stimulate the reservoir. The keys and difficulties of stimulating this category of formations are to avoid hydraulic fracture propagating through the interface between shale and sand as well as control the fracture height. In this paper, the cohesive zone method was utilized to build the 3-dimensional fracture dynamic propagation model in shale and sand interbedded formation based on the cohesive damage element. Staged treatments and single treatment were simulated by single fracture propagation model and double fractures propagation model respectively. Study on the changes of fracture vicinity stress field during propagation is to compare and analyze the parameters which influence the interfacial induced stresses between two different fracturing methods. As a result, we can prejudge how difficult it is that the fracture propagates along its height direction. The induced stress increases as the pumping rate increasing and it changes as a parabolic function of the fluid viscosity. The optimized pump rate is $4.8m^3/min$ and fluid viscosity is $0.1Pa{\cdot}s$ to avoid the over extending of hydraulic fracture in height direction. The simulation outcomes were applied in the field to optimize the treatment parameters and the staged treatments was suggested to get a better production than single treatment.
#multilayer stress interference #sandstone and mudstone interbedded reservoir #CZM #induced stress #fracture height control

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