Quasi-steady two-equation models for diffusive transport in fractured porous media: large-scale properties for densely fractured systems

Landereau, P.; Nœtinger, B.; Quintard, Michel

doi:10.1016/s0309-1708(01)00015-x

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“…To illustrate this point, we start with a simple fracture and matrix geometry. There are additional complications in the definition of shape factor when the matrix blocks are irregularly shaped and non-uniform in size [17][18][19][20][21][22][23][24][25][26][27]. As a start, we focus on the issue of non-uniform flow in the fractures, and choose a simple geometry to highlight this aspect.…”

Section: Tablementioning

confidence: 99%

Characteristic Fracture Spacing in Primary and Secondary Recovery for Naturally Fractured Reservoirs

Gong

Rossen

2017

Proceedings

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. Characteristic fracture spacing in primary and secondary recovery for naturally fractured reservoirs. Fuel: the science and technology of fuel and energy, 223, 470-485. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.02.046 Important noteTo cite this publication, please use the final published version (if applicable). Please check the document version above. CopyrightOther than for strictly personal use, it is not permitted to download, forward or distribute the text or part of it, without the consent of the author(s) and/or copyright holder(s), unless the work is under an open content license such as Creative Commons. Takedown policyPlease contact us and provide details if you believe this document breaches copyrights. We will remove access to the work immediately and investigate your claim. A B S T R A C TIf the aperture distribution is broad enough in a naturally fractured reservoir, even one where the fracture network is highly inter-connected, most fractures can be eliminated without significantly affecting the flow through the fracture network. During a waterflood or enhanced-oil-recovery (EOR) process, the production of oil depends on the supply of injected water or EOR agent. This suggests that the characteristic fracture spacing (or shape factor) for the dual-porosity/dual-permeability simulation of waterflood or EOR in a naturally fractured reservoir should account not for all fractures but only the relatively small number of fractures carrying almost all the injected water or EOR agent ("primary," as opposed to "secondary," fractures). In contrast, in primary production even a relatively small fracture represents an effective path for oil to flow to a production well. This distinction suggests that the "shape factor" in dual-permeability reservoir simulations and the repeating unit in homogenization should depend on the process involved: specifically, it should be different for primary and secondary or tertiary recovery. We test this hypothesis in a simple representation of a fractured region with a non-uniform distribution of fracture flow conductivities. We compare oil production, flow patterns in the matrix, and the pattern of oil recovery with and without the "secondary" fractures that carry only a small portion of injected fluid. The role of secondary fractures depends on a dimensionless ratio of characteristic times for matrix and fracture flow (Peclet number), and the ratio of flow carried by the different fractures. In primary production, for a large Peclet number, treating all the fractures equally is a better approximation of the original model, than excluding the secondary fractures; the shape factor should reflect both the primary and the secondary fractures. For a sufficiently small Peclet number, it is more accurate to exclude the secondary fractures in calculation of the shape factor in the dual-porosity/dual-permeability models than to include them and, in effect, assume they play an equally important role in transport to and from the matrix. For waterflood or EOR, in most cases examined, the a...

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Section: Tablementioning

confidence: 99%

Characteristic Fracture Spacing in Primary and Secondary Recovery for Naturally Fractured Reservoirs

Gong

Rossen

2017

Proceedings

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“…For this reason, we didn't encounter any relevant inaccuracy problem associated with the coexistence of gridblocks of very different volumes (fracture vs matrix blocks). This, however, may become more problematic when we extend this work to the simulation of natural networks of fractures [11]. In this case, other simple quality control indicators may have to be derived.…”

Section: Production Duration (Years) 27mentioning

confidence: 99%

Transmissibility Corrections and Grid Control for Shale Gas Numerical Production Forecasts

Artus¹,

Fructus²

2012

Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles

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Résumé -Corrections de transmissivités et contrôle des maillages pour les simulations numériques de production en faible perméabilité -En contexte de roche mère, la perméabilité effective du milieu est si basse que la nature de l'écoulement demeure principalement transitoire, même après des mois ou des années de production. A l'aide d'un simulateur numérique (maillage non-structuré, volumes finis) nous montrons que la non-linéarité du champ de pression au voisinage des puits horizontaux multi fracturés doit être prise en compte lors des prévisions de production. Un premier exemple, basé sur un PVT (Pressure Volume Temperature) linéaire, montre que les transmissivités classiques (linéaires) conduisent à surestimer la production de l'ordre de 5 % par rapport à la réponse analytique. Nous proposons une nouvelle approche de calcul des transmissivités, basée sur des intégrations numériques successives des distributions de points sources. Les résultats prennent en compte la non-linéarité du champ de pression et les interférences entre fractures. La précision des prévisions de production est alors nettement améliorée. Avec un PVT de gaz réel, les effets non-linéaires deviennent encore plus critiques à proximité des puits. Alors que les solutions analytiques sont insuffisantes dans ce cas, les simulations numériques sont plus précises, à condition toutefois que les maillages utilisés soient suffisamment fins. Afin de réduire les temps de calcul, les simulations de production à long terme sont en général effectuées sur des grilles grossières dont les transmissivités sont corrigées par des méthodes éprouvées de mise à l'échelle. Nous montrons néanmoins que la taille du maillage doit être soigneusement adaptée lorsque la perméabilité est faible. Une méthode d'ajustement automatique de la grille est testée qui prend en compte la perméabilité et la résolution temporelle du problème.

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“…Table 1 ( Bourbiaux et al, 1999;Granet, 2000) summarizes the values of σa 2 , for a cubic block of lateral dimension a, exchanging fluids by one, two or three couples of opposite faces (1D, 2D or 3D flow transfer). Comparison between the volume averaging methods and other approaches can also be found in Landereau et al (2001). It must be underlined that all shape factor expressions involved in the pseudo-steady formula of matrix-fracture transfer give an approximation of a physical process that is transient by nature.…”

Section: Matrix-fracture Transport Fluxmentioning

confidence: 99%

Simulation of Naturally Fractured Reservoirs. State of the Art

Lemonnier

Bourbiaux

2010

Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP

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Résumé -Simulation des réservoirs naturellement fracturés. État de l'art : Partie 2 -Échanges matrice-fracture et spécificités des études numériques -Les réservoirs naturellement fracturés contiennent une partie significative des réserves en huile mondiales. La production de ce type de réservoirs constitue un défi pour les ingénieurs de réservoir. L'utilisation des simulateurs de réservoir peut aider l'ingénieur de réservoir à mieux comprendre les principaux mécanismes physiques, à choisir le procédé de récupération le mieux adapté et à l'optimiser. Des progrès sensibles ont été réalisés depuis les premières publications sur le concept double-milieu dans les années soixante. Cet article et le précédent (Partie 1) présentent les techniques actuelles de modélisation utilisées dans les simulateurs industriels. Il n'y a pas de réponse définitive pour simuler de manière optimale les échanges matricefracture, et, différentes méthodes sont mises en oeuvre dans les simulateurs industriels de réservoir. Ce papier se concentre sur la modélisation de la physique des écoulements au sein des milieux matrice et fracture et des échanges entre ces deux milieux afin de mieux comprendre les différentes formulations proposées dans la littérature. Plusieurs problèmes particuliers liés à la simulation numérique des réservoirs fracturés sont aussi abordés avec une présentation de la prise en compte des effets géomécaniques, une application de la méthodologie d'évaluation des incertitudes à un cas de réservoir à gaz fracturé, et enfin une présentation de la méthodologie de calage d'historique des réservoirs fracturés. D o s s i e rOil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 65 (2010)

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Quasi-steady two-equation models for diffusive transport in fractured porous media: large-scale properties for densely fractured systems

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Characteristic Fracture Spacing in Primary and Secondary Recovery for Naturally Fractured Reservoirs

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Transmissibility Corrections and Grid Control for Shale Gas Numerical Production Forecasts

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