Key points are not available for this paper at this time.
Zusammenfassung Unkonventionelle Reservoire wie Gas-Schiefer und enge Gas-Sande erfordern technologiegestützte Lösungen für eine optimale Entwicklung aufgrund der undevelopierten Matrixporen und der schlechten Permeabilität. Hydraulisches Fracking ist eine der kritischsten Technologien. Die quantitative Charakterisierung hydraulischer Frakturen ist von großer Bedeutung für die Stimulationsevaluation des Reservoirs, jedoch mangelt es noch an feinen, effektiven und systematischen Evaluierungsmethoden. 3D-optische Scanning-Technologie wird aufgrund ihrer Vorteile in Bezug auf Geschwindigkeit, Bequemlichkeit, hohe Präzision und zerstörungsfreie Prüfung häufig zur quantitativen Charakterisierung der Fraktur-Morphologie von Gesteinen eingesetzt. In dieser Studie wurde nach den hydraulischen Fraktursimulationsexperimenten im Labor 3D-Optik-Scanning verwendet, um das Frakturnetzwerk zu visualisieren. Auf dieser Basis wurden zwei Aspekte quantitativer Evaluierungsmethoden für die Stimulationseffektivität etabliert, darunter: (1) die lokale Leitfähigkeit (Permeabilität) verschiedener Frakturen durch das Schneiden von hydraulischen Fraktursamples zu bewerten und dann die lokale Leitfähigkeit verschiedener Frakturen mit der insgesamt stimulierten Reservoirfläche zu kombinieren, was eine realistischere Bewertung des Stimulierungsspektrums des Reservoirs ermöglichen könnte; (2) die fraktale Dimension (FD) der 3D-Räumlichen Struktur basierend auf der Punktwolkenverarbeitung zu berechnen, die die Komplexität des Frakturnetzwerks direkt widerspiegeln könnte. Schließlich wurde ein neuer Bewertungsindex für die Stimulation (Es) etabliert, um die Stimulationseffektivität des Reservoirs umfassend zu bewerten, der in den Indoor-Fraktursimulationsexperimenten von engen Sandsteinen aus dem Ordos-Becken, China, angewendet und verifiziert wurde.
Yang et al. (Mon,) haben diese Frage untersucht.