HYDRAULIC FRACTURING IN UNCONVENTIONAL GAS RESERVOIRS: SIMULATION USING DISCRETE ELEMENTS METHOD

• Main Author: DALMA CAMILA CERRO ARRIETA
• Other Authors: SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA
• Language: Portuguese
• Published: PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO 2016
• Online Access: http://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/Busca_etds.php?strSecao=resultado&nrSeq=33861@1; http://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/Busca_etds.php?strSecao=resultado&nrSeq=33861@2

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO === COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR === PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA === O desenvolvimento e exploração das formações shale gas a nível mundial é relativamente recente, tendo seu início nos Estados Unidos no final da década 1990. A partir dos resultados obtidos com a aplicação do procedimento de fraturamento hidráulico, como método de estimulação, o estudo e avaliação de outros prospectos shale gas em outras regiões do mundo foi estimulado. No entanto, a análise, estudo e caracterização deste tipo de reservatórios são dificultados uma vez que devem ser levados em conta múltiplos fatores relacionados a geologia, mineralogia, petrofísica, geoquímica, entre outros. O fraturamento hidráulico é um processo hidromecânico acoplado com alto grau de dificuldade especialmente em reservatórios shale gas, onde existe a presença de fraturas. Um estudo numérico é conduzido neste trabalho com o objetivo de investigar o comportamento hidromecânico de uma fratura natural durante a injeção de fluido. O software UDEC (Universal Distinct Element Code) baseado no método dos elementos discretos foi empregado no desenvolvimento da modelagem numérica. O UDEC tem a capacidade de modelar o comportamento hidromecânico de uma fratura incluindo os fenômenos de abertura/fechamento das fraturas, cisalhamento e dilatação sob condições de contato ou separação. Nesta investigação numérica foram criados modelos de reservatório com fraturas naturais aleatórias por meio de uma distribuição voronoi visando representar a complexidade da rede de fraturas naturais presentes nas formações shale gas. Os resultados do estudo numérico mostram que o comportamento hidromecânico do sistema é fortemente dependente da variação de parâmetros como tensões in situ, viscosidade do fluido de fraturamento e taxa de injeção de fluido. Portanto, estes resultados proporcionam um melhor entendimento dos mecanismos de fraturamento e resposta da pressão de um tratamento de fraturamento hidráulico em um reservatório de gás não-convencional naturalmente fraturado. === The development and deployment of shale gas formations around the world are relatively recent, starting in the United Stated in the late 1990. From the results obtained with the application of hydraulic fracturing as a method of stimulation, the study and evaluation of other prospects of shale gas in others places in the world was encouraged. However, the analysis, study and characterization of this type of reservoirs are difficult, because it must be taken into account several factors such as geology, mineralogy, petrophysics, geochemistry among others. Hydraulic fracturing is a complicated hydro-mechanical coupled process, with high difficulty degree especially in shale gas reservoir, where natural fractures exist. A numerical study is conducted to investigate the hydromechanical behavior of a natural fracture during fluid injection. UDEC (Universal Distinct Element Code) software based on discrete elements method was employed to numerical modeling development. UDEC has the ability to model the hydro-mechanical behavior of a fracture including phenomena like fracture enlargement, closure, slippage, and dilation under contact or separation condition. In this numerical investigation, numerical reservoir models, with random natural fractures through a distribution voronoi were created aiming to represent the network complexity of natural fractures present in shale gas formations. The numerical study results show that the hydromechanical system behavior is strongly dependent on the parameters variation such as in situ stress, fluid fracturing viscosity and fluid injection rate. Therefore, these results provide a better understanding of fracturing mechanisms and pressure response of a hydraulic fracturing treatment in a non- conventional naturally fractured reservoir.