Resumen

Tras la fracturación hidráulica en varias etapas de un yacimiento de gas de esquisto, se forma una compleja red de fracturas cerca del pozo horizontal. En el período de flujo de retorno posterior a la fracturación y en el período de producción inicial, el flujo bifásico de gas y agua suele producirse en la fractura hidráulica debido a la retención de una gran cantidad de fluido de fracturación en la fractura. Para interpretar con precisión los parámetros clave de la red de fracturas hidráulicas, es necesario establecer un método de análisis del declive de la producción que tenga en cuenta el flujo de retorno del fluido de fracturación en los yacimientos de gas de esquisto. Sobre esta base, se estableció un modelo de red de fractura incierta integrando datos geológicos, de tratamiento de fracturación, de retorno de flujo y de producción en tiempo temprano. Mediante la identificación de los regímenes de flujo típicos y la corrección del modelo de red de fracturas con la coincidencia de la historia, se formó un conjunto de análisis de la disminución de la producción y un método de interpretación de la red de fracturas con la consideración del flujo de retorno del fluido de fracturación en el yacimiento de gas de esquisto. A partir del análisis de un caso típico de pozo horizontal fracturado en yacimientos de gas de esquisto, los resultados de la interpretación muestran que la longitud total de las fracturas hidráulicas es de 4887,6 m, la media de la longitud de la fractura hidráulica en cada etapa es de 93,4 m, la conductividad media de la fractura es de 69,7 mD-m, el volumen estimulado del yacimiento (SRV) es de 418×104 m3, y la permeabilidad del SRV es de 5,2×10-4 mD. En comparación con los resultados de la interpretación de los datos de monitorización microsísmica, la longitud efectiva de la fractura hidráulica obtenida por el método de interpretación de la red de fracturas integrada propuesto en este trabajo es el 59% de la obtenida a partir de los datos de monitorización microsísmica, y el SRV efectivo es el 83% del obtenido a partir de los datos de monitorización microsísmica. Los resultados muestran que la longitud de la fractura es menor y la conductividad de la fractura es mayor sin considerar la influencia del fluido de fracturación.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:yacimiento de gas de esquisto, datos de seguimiento microsísmico, análisis de la disminución de la producción, modelo de red de fracturas, métodos de interpretación de la red, flujo de retorno de fluidos, fractura hidráulica, resultados de interpretación, interpretación de la red de fracturas, red de fracturas hidráulicas
• Keywords:shale gas reservoir, microseismic monitoring data, production decline analysis, fracture network model, network interpretation methods, fluid flowback, hydraulic fracture, interpretation results, fracture network interpretation, hydraulic fracture network