Research Advance on Prediction and Optimization for Fracture Propagation in Stimulated Unconventional Reservoirs

AbstractMultistage stimulation horizontal wells are prerequisite technologies for efficient development of unconventional reservoir. However, the induced fracture network morphology from hydraulic fracturing is very complex and affected by many factors, such as the in situ stress, rock mechanical properties, and natural fracture distribution. The large numbers of natural fractures and strong reservoir heterogeneity in unconventional reservoirs result in enhanced complexity of induced fractures from hydraulic fracturing. Accurate description of fracture network morphology and the flow capacity in different fractures form an important basis for production forecasting, evaluation (or optimization) of stimulation design, and development plan optimization. This paper focuses on hydraulic fracturing in unconventional reservoirs and discusses the current research advances from four aspects: (1) the prediction of induced fracture propagation, (2) the simulation of fluid flow in complex fracture networks, (3) the inversion of fracture parameter (fracture porosity, fracture permeability, etc.), and (4) the optimization of hydraulic fracturing in unconventional reservoirs. In addition, this paper provides comparative analysis of the characteristics and shortcomings of the current research by outlining the key technical problems in the study of flow characterization, parameter inversion, and optimization methods for stimulation in unconventional reservoirs. This work can provide a certain guiding role for further research

Training and Research on Probabilistic Hydro-Thermo-Mechanical Modeling of Carbon Dioxide Geological Sequestration in Fractured Porous Rocks

Colorado School of Mines conducted research and training in the development and validation of an advanced CO{sub 2} GS (Geological Sequestration) probabilistic simulation and risk assessment model. CO{sub 2} GS simulation and risk assessment is used to develop advanced numerical simulation models of the subsurface to forecast CO2 behavior and transport; optimize site operational practices; ensure site safety; and refine site monitoring, verification, and accounting efforts. As simulation models are refined with new data, the uncertainty surrounding the identified risks decrease, thereby providing more accurate risk assessment. The models considered the full coupling of multiple physical processes (geomechanical and fluid flow) and describe the effects of stochastic hydro-mechanical (H-M) parameters on the modeling of CO{sub 2} flow and transport in fractured porous rocks. Graduate students were involved in the development and validation of the model that can be used to predict the fate, movement, and storage of CO{sub 2} in subsurface formations, and to evaluate the risk of potential leakage to the atmosphere and underground aquifers. The main major contributions from the project include the development of: 1) an improved procedure to rigorously couple the simulations of hydro-thermomechanical (H-M) processes involved in CO{sub 2} GS; 2) models for the hydro-mechanical behavior of fractured porous rocks with random fracture patterns; and 3) probabilistic methods to account for the effects of stochastic fluid flow and geomechanical properties on flow, transport, storage and leakage associated with CO{sub 2} GS. The research project provided the means to educate and train graduate students in the science and technology of CO{sub 2} GS, with a focus on geologic storage. Specifically, the training included the investigation of an advanced CO{sub 2} GS simulation and risk assessment model that can be used to predict the fate, movement, and storage of CO{sub 2} in underground formations, and the evaluation of the risk of potential CO{sub 2} leakage to the atmosphere and underground aquifers

Geologic Controls on Reservoir Properties of Low Permeability Sandstone, Frontier Formation, Moxa Arch, Southwest Wyoming

This report examines the influence of stratigraphy, diagenesis, natural fractures, and in situ stress on low-permeability, gas-bearing sandstone reservoirs of the Upper Cretaceous Frontier Formation along the Moxa Arch in the Green River Basin, southwestern Wyoming. The main stratigraphic controls on distribution and quality of Frontier reservoirs are sandstone continuity and detrital clay content. The Frontier was deposited in a fluvial-deltaic system, in which most reservoirs lie in marine upper shoreface and fluvial channel-fill sandstone facies. The major causes of porosity loss in Frontier sandstones during burial diagenesis were mechanical and chemical compaction and cementation by calcite, quartz, and authigenic clays. Despite extensive diagenetic modification, reservoir quality is best in facies that had the highest porosity and permeability at the time of deposition. Natural fractures are sparse in Frontier core, but outcrop studies show that fractures commonly are in discrete, irregularly spaced swarms separated by domains having few fractures. Natural fracture swarms are potential high-permeability "sweet spots." Stress-direction indicators give highly scattered estimates of maximum horizontal compression direction ranging from north to east or northeast. The scatter may reflect interference of natural fractures with measurements of stress directions, as well as spatially variable stress directions and low horizontal stress anisotropy.Bureau of Economic Geolog

Comportement hydraulique des milieux faillés

Les milieux discontinus se caractérisent par une substitution totale ou partielle de la porosité primaire par une porosité secondaire portée par les fractures et failles. Les écoulements y sont souvent marqués par une forte ségrégation due aux contrastes de conductivité avec la matrice environnante, ainsi qu'entre les discontinuités. L'appréhension de leur géométrie constitue un enjeu majeur en hydrogéologie des milieux discontinus. La distinction entre milieux fracturés et milieux faillés est cruciale en modélisation hydraulique du fait que ceux-ci s'abordent de manières diamétralement opposées: les milieux fracturés forment des réseaux dont les propriétés hydrauliques macroscopiques sont envisagées à travers un schéma d'homogénéité statistique (fractal ou euclidien), privilégiant typiquement une représentation stochastique dans un continuum équivalent. Inversement, les failles sont des structures hydrauliques de grande dimension à l'échelle du réservoir et en nombre restreint. Elles doivent être considérées intrinsèquement dans les modèles d'écoulement comme des unités hydrauliques majeures bi-ou tridimensionnelles discrètes en interaction continue avec la matrice environnante, au sein desquelles les écoulements sont explicitement représentés de manière déterministe. C'est l'approche privilégiée dans cette thèse. L'incapacité des modèles hydrauliques conventionnels à reproduire les comportements transmis par les milieux discontinus est reconnue depuis plusieurs décennies. Les auteurs ont recherché des extensions de ces modèles, dont la plus notable est le modèle Generalized Radial Flow (Barker, 1988) qui introduit le paramètre dimension d'écoulement n et le concept de comportement non-radial (i.e., n ≠ 2). Ce modèle reproduit efficacement les signaux transmis par les milieux discontinus, toutefois sa signification physique est incertaine et les conditions hydrodynamiques associées au développement de dimensions non-radiales demeurent énigmatiques. Il en résulte une très faible applicabilité du modèle GRF malgré le très fort potentiel diagnostique renfermé par le paramètre n. On montre que ce paramètre décrit l'évolution géométrique de l'équipotentielle frontale au cours du test hydraulique transitoire. Le comportement non-radial serait donc produit par tout système dont la géométrie -ou les propriétés hydrauliques -produisent une évolution transitoire de cette surface admettant des modifications de forme progressives et régulières. On peut s'attendre à ce que ce phénomène soit engendré par les interactions transitoires entre une faille et sa matrice. Le premier volet de cette thèse se consacre à la vérification de cette hypothèse. La production de comportements non-radiaux n = 1,5 par le discontinuum faille verticale-matrice est démontrée par la modélisation numérique tridimensionnelle aux éléments finis. L'outil numérique a permis de contraindre quantitativement les conditions hydrodynamiques associées à ce comportement. Celui-ci découle du ralentissement du regime de diffusion au sein de la faille, engendré par l'approvisionnement matriciel. Par ailleurs, l'observation des modalités d'apparition des dimensions d'écoulement dans les milieux discontinus naturels (base de données de quarante-et-un essais de pompages) a fait ressortir des signatures complexes presque systématiquement composées de plusieurs périodes radiales et non-radiales, dont aucun modèle hydraulique existant ne peut rendre compte. Ces signatures multiphasées montrent une excellente homogénéité spatiale attestée par les tests d'interférences (six sites considérés). Un autre volet de cette thèse s'attache à explorer les moyens diagnostiques renfermés par une telle complexité et variabilité des comportements naturels à travers une approche numérique expérimentale recherchant des extensions du modèle à faille verticale analysé précédemment vers des configurations géométriques et hydrauliques moins idéalisées: faille inclinée jusqu'au stade horizontal, milieu composite (faille à l'interface), anisotropie. Plusieurs comportements élémentaires ont été élaborés, très bien corroborés par les signatures naturelles dont une interprétation avancée en termes de conditions d'écoulement discontinu est rendue possible. Ces résultats constituent une amélioration significative des modèles hydrauliques en milieux faillés, toutefois on montre que le potentiel diagnostique du paramètre dimension d'écoulement demeure très faiblement exploité. ______________________________________________________________________________ MOTS-CLÉS DE L’AUTEUR : Aquifères, Failles, Essais de pompages, Modélisation numérique

INTEGRATED ANALYSIS AND INTERPRETATION OF MICROSEISMIC MONITORING OF HYDRAULIC FRACTURING IN THE MARCELLUS SHALE

In 2012 and 2013, hydraulic fracturing was performed at two Marcellus Shale well pads, under the supervision of the Energy Corporation of America. Six lateral wells were hydraulically fractured in Greene County in southwestern Pennsylvania and one lateral well was fractured in Clearfield County in north-central Pennsylvania. During hydraulic fracturing operations, microseismic monitoring by strings of downhole geophones detected a combination of >16,000 microseismic events at the two sites. High quality traditional and geomechanical well logs were acquired at Clearfield County, as well as tomographic velocity profiles before and after stimulation. In partnership with the US Department of Energy’s National Energy Technology Laboratory, I completed detailed analysis of these geophysical datasets to maximize the understanding of the engineering and geological conditions in the reservoir, the connection between hydraulic input and microseismic expression, and the geomechanical factors that control microseismic properties. Additionally, one broad-band surface seismometer was deployed at Greene County and left to passively monitor site acoustics for the duration of hydraulic fracturing. Data from this instrument shows the presence of slow-slip or long period/long duration (LPLD) seismicity. In years prior to our investigation, lab-scale fracturing studies and broadband seismic monitoring of hydraulic fracturing had been completed by other researchers in unconventional shale and tight sand in Texas and Canada. This is the first study of LPLD seismicity in the Marcellus Shale and reveals aseismic deformation during hydraulic fracturing that could account for a large portion of “lost” hydraulic energy input. Key accomplishments of the studies contained in this dissertation include interpreting microseismic data in terms of hydraulic pumping data and vice versa, verifying the presence of LPLD seismicity during fracturing, establishing important geomechanical controls on the character of induced microseismicity, and extensive data integration toward locating a previously unmapped fault that appears to have exhibited significant control over well stimulation efforts at Clearfield

MULTISCALE GEOLOGICAL MODELLING FOR FLUID FLOW EVALUATION ON DEFORMED CARBONATES

In this Ph.D. thesis, the effect of both lithological and structural heterogeneities on fluid flow was investigated, in both porous and tight carbonates, by means of multiscale geological models and fluid flow simulations. The petrophysical properties (i.e., porosity, permeability) of the analyzed multiscale fault zones have been investigated by the implementation of 3D models based on different stochastic and deterministic approaches such as the Discrete Fracture Network modelling (DFN), Structure from Motion photogrammetry (SfM), X-ray computed microtomography (micro-CT) and Lattice-Boltzmann Method (LBM). Furthermore, a 2D elastic-petrophysical model of a seismic scale fault zone in tight carbonates was investigated through the seismic modelling pre-stack depth migration (PSDM) technique, performing a sensitivity analysis of different geophysical and geological conditions to test the seismic signature of a seismic scale fault zone internal architecture.The bulk of this doctoral thesis consists of four scientific papers: Chapter 1. From fracture analysis to flow simulations in fractured carbonates: the case study of the Roman Valley quarry (Majella Mountain, Italy), published in Marine and Petroleum Geology 100 (2019) 95–110. Chapter 2. Analysis of fracture roughness control on permeability using SfM and fluid flow simulations: implications for carbonate reservoir characterization, published in Geofluids, Volume 2019, Article ID 4132386. Chapter 3. Pore-scale dual-porosity and dual-permeability modeling in an exposed multi-facies porous carbonate reservoir, published in Marine and Petroleum Geology 128 (2021) 105004. Chapter 4. Outcrop-scale fracture analysis and seismic modelling of a basin-bounding normal fault in platform carbonates, central Italy, submitted in Journal of Structural Geology. The studies related to the first three papers have been carried out within the same study area, the inactive Roman Valley quarry (Majella Mountain, central Italy), well-known for its historical bitumen extraction. This site facilitates the study of a well-exposed analogue of a porous deformed carbonate reservoir and allows gaining information about matrix, fracture and fault characteristics that influenced hydrocarbon migration. Furthermore, the bitumen shows distribution within the quarry helps to further discuss and validate the obtained results. In the first chapter, the main objective was to assess the impact of both stratigraphic and structural heterogeneities on fluid flow at the outcrop scale. This was possible by creating a large-scale DP/P model of the study area, which includes the petrophysical properties (i.e., porosity and permeability) of the matrix and fracture pore systems associated with the different studied lithofacies and fault zones. The studied rocks consist of ramp carbonates belonging to the lower member of the Bolognano Formation (Oligocene-Miocene in age) composed of grainstones, packstones and wackestones. These rocks are crosscut by two high-angle oblique-slip faults WNW- ESE oriented with up to 40 m of throw. The petrophysical properties of matrix and fractures were derived from laboratory measurements and field-based Discrete Fracture Network (DFN) modelling, respectively. Finally, the DP/P model was used to run fluid flow simulation, testing different scenarios of well locations. The fluid distribution in the matrix, resulting from these flow simulations, is consistent with field observations wherebitumen localizes within the most pervious lithofacies (grainstones). In the fault zones, the fracture network gains a relevant fluid flow anisotropy, enhancing the fluid flow along the faults, whereas the across fault fluid flow is controlled by type and lateral continuity of fault rocks, where fault breccias represent conduits and cataclasites localized barriers. Although the use of DFN models is an acceptable representation of the macroscopy heterogeneities associated with sub-seismic resolution faults in a reservoir characterization, at the pore-scale the fluid flow is controlled by the matrix and fracture pore morphology. Therefore, the scale of investigation was changed in the second and third chapters focusing on the effect of pore scale heterogeneities on permeability. Specifically, the second chapter focuses on the analysis of the so-called fracture hydraulic aperture, which differs from the mechanical aperture due to a friction factor related to the roughness of the fracture walls. Samples of fracture surface have been collected from the different lithofacies outcropping within the Roman Valley quarry and digitalized using SfM photogrammetry in a highly controlled laboratory setting, applying a fracture surface micro-topography. This study incorporates fluid flow simulations, using the Lattice-Boltzmann method, and the use of synthetic computer- generated fractures for estimation of the fracture roughness. The quantitative analysis of fault surface roughness was achieved by implementing the power spectral density (PSD), which provides an objective description of the roughness, based on the frequency distribution of the surface asperities in the Fourier domain. This work evaluates the respective controls on permeability exerted by the fracture displacement (perpendicular and parallel to the fracture walls), surface roughness, and surface pair mismatch. The results may contribute to defining a more accurate equation of hydraulic aperture and permeability of single fractures. The third chapter aims to investigate the interaction between the fracture and matrix pore systems at the microscale. To do so, microscale DP/P models were generated by incorporating two different methods of 3D imaging such as, high resolution synchrotron X-ray microtomography (micro-CT) and SfM photogrammetry. Quantitative analyses of pristine rock and DP/P models were performed to evaluate the contribution of macrofracture segments to the porosity and connectivity of the pore network. These results were integrated with fluid flow simulations by applying a sensitivity analysis to evaluate the control exerted by fracture roughness parameters (i.e., asperity height distribution and fractal dimension) on porosity and permeability in various lithofacies. The results of this study demonstrate the utility of obtainingmicroscale DP/P models as complementary approach to explain the geofluids distribution in fractured multi-facies porous carbonates. Finally, the fourth chapter focuses on an integrated outcrop-based characterization and seismic modelling of the internal architecture of a seismic scale fault zone hosted in tight carbonates. This was possible in a key outcrop represented by an active quarry, located at the southeastern boundary of the Fucino Basin (Abruzzo region, central Italy). Here, the footwall damage zone of a seismic scale fault (throw ≈ 300 m), known as Venere Fault (VF), is well-exposed in a 3D view and crosscut by many subsidiary structures. This study presents a workflow to investigate the across strike distribution of petrophysical properties within the VF damage zone, through quantitative fracture analysis and in-situ permeability measurements. A large-scale 2D petrophysical-elastic base model of the VF zone was constrained incorporating results from field analyses and digital outcrop models (DOM) from SfM photogrammetry technique. This base model was tested in ray-based seismic modelling (PSDM; Lecomte et al., 2008), performing a sensitivity analysis of geological and geophysical parameters to investigate the seismic signature of the VF zone. The present contribution hence highlights the great importance of high- resolution structural analysis of fault damage zones for seismic modelling, and subsurface fault characterization

A semianalytical model of fractured horizontal well with hydraulic fracture network in shale gas reservoir for pressure transient analysis

Accurate construction of a seepage model for a multifractured horizontal well in a shale gas reservoir is essential to realizing the forecast of gas well production, the pressure transient analysis, and the inversion of the postfracturing parameters. This study introduces a method for determining the fracture control region to characterize the flow area of the matrix within the hydraulic fracture network, distinguishing the differences in the flow range of the matrix system between the internal and external regions caused by the hydraulic fracture network structure. The corresponding derivation and solution methods of the semi-analytical seepage model for fractured shale gas well are provided, followed by the application of case studies, model validation, and sensitivity analysis of parameters. The results indicate that the proposed model yields computational results that closely align with numerical simulations. It is observed that disregarding the differentiation of matrix flow area between the internal and external regions of the fracture network led to an overestimation of the estimated ultimate recovery, and the boundary-controlled flow period in typical well testing curves will appear earlier. Because hydraulic fracture conductivity can be influenced by multiple factors simultaneously, conducting a sensitivity analysis using combined parameters could lead to inaccurate results in the inversion of fracture parameters.Document Type: Original articleCited as: Cui, Q., Zhao, Y., Zhang, L., Chen, M., Gao, S., Chen, Z. A semianalytical model of fractured horizontal well with hydraulic fracture network in shale gas reservoir for pressure transient analysis. Advances in Geo-Energy Research, 2023, 8(3): 193-205. https://doi.org/10.46690/ager.2023.06.0

Analyse des dimensions d'écoulement et caractérisation hydrodynamique des aquifères complexes : du pompage à l'interprétation diagnostique

La discordance entre la complexité des écoulements au sein des aquifères et la simplicité des modèles analytiques rend l’interprétation des essais de pompage ambiguë et approximative. Actuellement, les praticiens hydrogéologues interprètent la plupart des essais de pompage à partir de modèles de type Theis. Ces modèles sont basés sur l’hypothèse d’un écoulement radial-cylindrique. La limite de cette approche est que lorsque le régime d’écoulement de l’aquifère pompé est non radial-cylindrique, l’application des modèles de type Theis mène à des estimations imprécises voir erronées des propriétés hydrodynamiques. Bourdet et al. (1989) intégrèrent le signal de la dérivée logarithmique du rabattement (ds/dlogt) dans la littérature pétrolière afin de déterminer les régimes d’écoulement d’un pompage. Affichées sur un diagramme log-log, les séries temporelles de la dérivée-log de s révèlent des pentes caractéristiques qui expriment les régimes d’écoulement induits par le pompage. Pour certains régimes d’écoulement, il existe des modèles conceptuels qui permettent de conceptualiser la géométrie des écoulements, la configuration des propriétés hydrauliques et la nature des frontières hydrauliques. L’utilisation de solutions analytiques qui sont adaptées aux régimes d’écoulement réellement observés lors d’un pompage, permet ainsi d’estimer des propriétés hydrauliques qui sont plus fidèles à la réalité. Le signal de la dérivée log de s permet donc d’aborder l’interprétation des essais de pompage avec une nouvelle approche diagnostique puisque les régimes d’écoulement sont observés plutôt que d’être supposés à l’aveugle. Cette approche a l’avantage d’apporter beaucoup plus d’informations qu’une simple analyse conventionnelle de s, sans nécessiter pour autant plus de mesures sur le terrain. Face à ce potentiel diagnostique, une multitude de modèles analytiques ont été mis à jour afin d’intégrer le signal ds/dlogt dans les études et de nouveaux modèles conceptuels ont été développés. Alors que la recherche en lien avec l’industrie pétrolière est florissante dans le domaine et que l’analyse de la dérivée-log de s est couramment appliquée dans les études, ce type d’analyses est encore peu utilisé par les praticiens de l’hydrogéologie. Barker (1988), proposa le paramètre de la dimension d’écoulement n afin d’interpréter le comportement hydrodynamique de l’aquifère pour n’importe quelle pente de la dérivée-log de s. Ce paramètre reflète l’évolution transitoire et spatio-temporelle de la surface de l’onde de pression (surface équipotentielle traversée par les écoulements A(r)) au fur et à mesure qu’elle se diffuse à travers l’aquifère (A(r) = rn-1). Ainsi, en se propageant, l’onde de pression va se déformer selon l’hétérogénéité du milieu. Lorsque celle-ci atteint un comportement stable, il est possible de déterminer n à partir des pentes du signal ds/dlogt. L’analyse des séquences de n est donc un outil pertinent pour analyser les aquifères complexes (non-theissiens) car elle permet d’investiguer les différents comportements hydrauliques de l’aquifère qui sont ressentis par l’onde de pression en se propageant. Les séquences de n permettent ainsi de « scanner » autour du puits, les changements hydrodynamiques, ce qui permet ensuite d’en déduire des hypothèses sur la géométrie des écoulements et/ou la configuration des propriétés hydrauliques. Malgré son potentiel diagnostique, l’analyse séquentielle de la dimension d’écoulement est encore peu abordée dans la littérature, à la fois pétrolière et hydrogéologique. Le présent travail vise à participer à l’émancipation des outils diagnostiques basés sur l’analyse séquentielle de n par une approche intégrée qui combine une revue de littérature, des données de terrain et une analyse numérique. En effet, afin de contribuer à réduire le « fossé » entre la littérature pétrolière et la littérature en hydrogéologie, une revue de littérature exhaustive des séquences de n et des modèles conceptuels associés a été élaborée afin de proposer un catalogue des régimes d’écoulement (premier article de cette thèse). L’objectif de ce travail est également de promouvoir l’utilisation combinée du signal de la dérivée log de s et de la dimension d’écoulement. L’analyse séquentielle de la dimension d’écoulement est un outil très pertinent pour investiguer le comportement hydrodynamique des aquifères complexes. De plus, afin d’approfondir la compréhension physique de la dimension d’écoulement, une base de données de n a été construite à partir d’essais de pompage issus d’environnements géologiques différents tels que des socles rocheux granitiques, des milieux carbonatés (peu ou très fracturés), des arènes granitiques et des dépôts fluvio-glaciaires. Cette analyse de données de terrain a permis i) d’apprécier l’occurrence de n dans la nature, ii) de constater la diversité et la complexité des comportements hydrodynamiques des aquifères (et donc le manque d’applicabilité du modèle de Theis) et iii) d’établir des relations statistiques entre des contextes géologiques et les valeurs de n. Enfin, cette base de données a permis de cibler un comportement hydrodynamique qui soit réellement observé dans la nature mais encore peu analysé dans la littérature. Une analyse numérique a ainsi permis d’investiguer le comportement hydrodynamique d’un aquifère à substratum incliné en suivant l’évolution du front de pression à travers le milieu. Cette étude permet de contribuer au catalogue des régimes d’écoulement en proposant une nouvelle séquences de n (n = 2 – 2 – 3) afin de détecter et d’analyser les aquifères à substratum incliné. Une étude de sensibilité a également permis de proposer des équations afin d’estimer plus précisément les propriétés hydrauliques de ce type d’aquifère

Tracing back the source of contamination

From the time a contaminant is detected in an observation well, the question of where and when the contaminant was introduced in the aquifer needs an answer. Many techniques have been proposed to answer this question, but virtually all of them assume that the aquifer and its dynamics are perfectly known. This work discusses a new approach for the simultaneous identification of the contaminant source location and the spatial variability of hydraulic conductivity in an aquifer which has been validated on synthetic and laboratory experiments and which is in the process of being validated on a real aquifer