nội dung đồ án nứt vỉa thủy lực

bắt đầu từ năm 1968, nó đc hoàn thànhbởi các giếng khoan ngang từ cuối 1980 và sử dụng các nhân tố hóahọc từ 1997 Sự liên kết từ những công nghệ đó khoan định hướng, thể tích nứt nẻ lớn

Table of Contents

1 giới thiệu về HF 3

1.1 các quá trình nhiễm bẩn thành hệ 3

1.1.1 Quá trình khoan 3

1.1.2 Quá trình chống ống và trám xi măng 3

1.1.3 Công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa 3

1.1.4 Quá trình khai thác 3

1.1.5 Quá trình sửa chữa và xử lí giếng 3

1.2 Tống quan 4

1.2.1Bản chất: 4

1.2.2Vai trò nứt vỉa: 5

1.3 dung dịch nứt vỉa 5

1.3.1 Dung dịch gốc nước nứt vỉa thủy lực 5

1.3.2 Dung dịch gốc dầu 8

1.3.3 Dung dịch gốc axit 10

1.4 Các chất phụ gia 10

1.5 Vật liệu chèn 11

1.5.1 Các vật liệu chèn chính : 11

1.5.2 Các tính chất của hạt chèn: 11

1.6 ảnh hưởng của quá trình nứt vỉa thủy lực tới môi trường 11

2 Ứng suất trong thành hệ 12

2.1 Khái niệm cơ bản 12

2.2 Ứng suất tại 1 độ sâu 13

2.3 Ứng suất cận thành giếng khoan 16

2.4 ứng suất giếng thẳng đứng (vertical well breakdown pressure) 20

2.5 ứng suất trong giếng nghiêng bất kì 21

2.6 Độ thấm và ứng lực 24

Độ thấm nhạy với ứng lực 24

2.7 Đo ứng suất 24

2.7.1 Small interval fracture injection tests 25

2.7.2 Acoustic measurement 25

2.7.3 Determination of the closure pressure 25

3.1 Các thông số đánh giá định lượng tính toán hiệu quả bơm ép nước 27

3.1.1 hệ số hiệu quả bơm ép ER 27

3.1.2 Hệ số đẩy dầu ER 27

3.1.3 Hệ số quét diện tích EP 28

3.1.4 Hệ số quét chiều dày EV 29

3.2 Mô hình KGD 30

3.3 Mô hình PKN 30

3.4 Mô hình PKN với Leak-off 31

3.5 Mô hình nứt vỉa PKN-C 31

3.6 Penny-Shaped or Radial Model 32

3.7 Mô hình 3D 32

3.8 Mô hình P-3D 32

4 Shale gas và nứt vỉa thủy lực tại US 34

4.1 Giới thiệu 34

4.2 Độ tin cậy của trữ lượng shale gas 34

4.3 Yếu tố môi trường và các trở ngại xã hội 38

4.3.1 Nước thiết yếu và áp lực liên quan tới vấn đề nước 39

4.3.2 Ô nhiễm nước 41

4.3.3 Sự thất thoát khí methane 42

4.3.4 Phản đối của dư luận 43

4.4 Quản lý rủi ro 49

5 kết luận 49

6 Tài liệu tham khảo 50

Thêm vào đó, sự xâm nhập của pha rắn trong dung dịch khoan vàothành hệ làm bít nhét các lỗ hỗng và khe nứt của collector Mức độnhiễm bẩn của tầng chứa càng nghiêm trọng hơn nếu sự chênh ápgiữa cột dung dịch và vỉa càng lớn, sập lở thành giếng khoan hoặcmất dung dịch khoan…

1.1.2 Quá trình chống ống và trám xi măng

Sau khi chống ống và bơm trám xi măng, khu vực nhiễm xi măng có

độ thấm bằng không Việc khôi phục độ thấm tự nhiên của vỉa gặpkhó khăn vì tổn thất thủy lực cục bộ tại bề mặt phân cách giữa đáygiếng và vỉa sản phẩm tăng, làm triệt tiêu một phần áp lực vỉa vàlàm giảm hệ số sản phẩm của giếng

Ngoài ra, các sản phẩm sinh ra do phản ứng giữa chất phụ gia vàdung dịch đệm cũng gây nhiễm bẩn thành hệ

1.1.3 Công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa

Các loại nhiễm bẩn của dung dịch hoàn thiện giếng gây ra cũngtương tự như dung dịch khoan:

+ Làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa do sự bít nhétcủa các vật rắn và polime có trong dung dịch

+ Do sự trương nở và khuếch tán của sét, sự thấm lọc của khối nhũ

Khi mở vỉa bằng cách chống ống, trám xi măng sau đó bắn mở vỉathỉ sự nhiễm bẩn do lớp xi măng, mảnh vụn, sự nén ép xung quanh

1.1.4 Quá trình khai thác

Hiện tượng nhiễm bẩn dễ xảy ra khi khai thác với tốc độ cao hoặcgây ra hiện tượng giảm áp đột ngột Sự lắng đọng của muối, parafin,chất rắn, quá trình sinh cát, sự tạo thành hydrat và nhũ tương trongquá trình khai thác cũng làm tăng đáng kể mức độ nhiễm bẩn thànhhệ

1.1.5 Quá trình sửa chữa và xử lí giếng

Trong quá trình sửa chữa giếng cũng gây ra nhiễm bẩn thành hệ dodung dịch sửa chữa giếng, vật liệu tạo cầu xi măng, do vữa xi măngcòn dư trong giếng…

Dung dịch dập giếng (thường sử dụng là dung dịch gốc nước, nướcbiển đã xử lí bằng PAV và dung dịch sét), có tỷ trọng lớn nên dễdàng xâm nhập sâu vào vỉa hơn dung dịch khoan và dung dịch mởvỉa và dễ tạo muối kết tủa Thêm vào đó hiệu ứng pistông khi kéothả bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong giếng cũng làmtrầm trọng hơn vấn đề

Ngoài ra, trong quá trình xử lí giếng còn có nguy cơ tạo kết tủa do sửdụng các sản phẩm có chứa các ion gây kết tủa hoặc kết tủa sắttrong các ống chống và các thiết bị lòng giếng

Các thành phần hạt vụn trong quá trình nứt vỉa cũng là nguyên nhângây ra sự nhiễm bẩn tầng sản phẩm

Để khắc phục những nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ làmgiảm sản lượng khai thác dầu khí ở các mỏ, XNLD Vietsovpetro đãtiến hành hàng loạt các giải pháp công nghệ khắc phục

1.2 Tống quan

HF là 1 quá trình kích thích sự tăng cường thu hồi sản phẩm trongcác mỏ dầu, khí khi độ thấm của vỉa chứa thấp

1.2.1Bản chất:

HF dùng các kĩ thuật để bơm ép chất lỏng vào trong vỉa với áp suất

và vận tốc lớn, khi các dòng thủy lực dưới áp suất cao vận tốc lớn đivào trong vỉa sẽ mở rộng các khe nứt các khe nứt từ trong giếng sẽ

đc mở rộng ra bởi các hạt chèn sau khi bơm ép, tác dụng của cáchạt chèn sẽ giữ cho các khe nứt k bị khép lại khi quá trình nứt vỉakêt thúc

Quá trình nứt vỉa thủy lực cho nguồn lợi về kinh tế cao thời gian thuhồi nhanh có thể áp dụng trong nhiều điều kiện nhưng nó cũng gâyphá hủy thành hệ nghiêm trọng đôi khi làm chết giếng do không tínhtoán kĩ

Công nghệ nứt vỉa thủy lực được thí nghiệm đầu tiên từ năm 1947 vàđưa vào thực tế năm 1949, từ đó nó đã đc sử dụng để tăng cường

kích thich thu hồi khí trong các mỏ ( đặc biệt trong các giếng châuâu)

Sau đó HF trở thành 1 công nghệ phổ biến hơn đặc biêt phía bắc mỹ,với công nghệ đó ó được áp dụng vào các vỉa khí – đc gọi là các vỉaphi truyền thống (tight sand, coal bed and shale formation), với thểtích HF lớn ( kích thích điển hình với sự phóng đại to hơn của cáckhe nứt thu hồi sản phẩm? bắt đầu từ năm 1968, nó đc hoàn thànhbởi các giếng khoan ngang từ cuối 1980 và sử dụng các nhân tố hóahọc từ 1997

Sự liên kết từ những công nghệ đó ( khoan định hướng, thể tích nứt

nẻ lớn, hệt hống phân tách nứt nẻ, nước trơn) với sự phát triển củanhiều giếng đệm và đặc biệt Bắc Mỹ trong những năm trc học đã ápdụng vào trong các vỉa sét, sản xuất jgis từ các vỉa sét với hiệu quảkinh tế, khí sét đc phát triển như 1 dạng phi truyền thống trái ngượcvới các vỉa truyền thống khai thác khí tự nhiên đã biết

Tại châu Âu, kinh nghiệm cho đến nay đã tập trung vào khối lượngthấp bẻ gãy thủy lực trong một số hồ chứa khí thông thường và chặtchẽ, chủ yếu là trong các giếng đứng, và chỉ chiếm một phần nhỏtrong quá trình hoạt động dầu khí của EU Quy mô, tần số và độphức tạp của kỹ thuật fracking cần thiết cho việc khai thác khí đáphiến sét khác qua kinh nghiệm của EU, và do đó khả năng ứngdụng của công nghệ này đã dẫn đến lo lắng cả tuyệt vời và kỳ vọngcao: lo lắng về mức độ bị cáo buộc về tác động môi trường, và kỳvọng về sản xuất hydrocarbon bản địa

Các phương pháp khác để bẻ gãy (hay, rộng hơn, kích thích sự hìnhthành) tồn tại mà không sử dụng các chất lỏng gốc nước (ví dụ, nứt

vỡ nổ, nạp năng động, vv), hoặc sử dụng các chất lỏng khác ngoàinước Đây không phải là ứng dụng rộng rãi do cân nhắc về hiệu suất.Công nghệ bọt, do đó đắt hơn kích thích dựa trên nước tôi cung cấpmột thay thế để giảm lượng nước sử dụng trong kích thích khí đáphiến sét Đây là có sẵn trên toàn ngành công nghiệp

Việc triển khai số lượng lớn bẻ gãy thủy lực có thể bao gồm một sốrủi ro đối với môi trường Trong số các quan ngại sau đây có thểđược đề cập: sử dụng nước cao, mê-tan xâm nhập vào tầng nướcngầm, ô nhiễm tầng nước ngầm, chân mở rộng bề mặt, gây ra độngđất địa phương, vv

loại bỏ hoàn toàn việc sử dụng nước, bằng cách giảm đáng kể cácdấu chân bề mặt của giếng, vv), nhưng cần lưu ý rằng bẻ gãy thủylực vẫn là phương pháp ưa thích bởi ngành công nghiệp (OGP 2013) 1.2.2Vai trò nứt vỉa:

- Tăng độ thấm của tầng đá chứa và cũng là tăng hệ số sản phẩmcủa giếng

- Tăng sản lượng khai thác dầu, cải thiện hệ số thu hồi dầu của mỏ

- Giảm tổn thất áp suất nhằm tăng hiệu quả sử dụng nguồn nănglượng vỉa

- Điều chỉnh d.ng và độ tiếp nhận theo chiều dày của tầng sảnphẩm

- Thu hồi vốn nhanh hơn, mang hiệu quả kinh tế lớn

1.3 dung dịch nứt vỉa

1.3.1 Dung dịch gốc nước nứt vỉa thủy lực

Hóa chất được bổ sung thêm để giảm ma sát, chống ăn mòn, vikhuẩn tăng trưởng, và cung cấp các lợi ích khác trong quá trình kíchthích Chất lỏng bôi trơn có độ nhớt thấp tạo ra đứt gãy có chiềurộng nhỏ hơn và do đó thời gian đứt gãy lớn hơn, trên lý thuyết tang

độ phức tạp của hệ thống đứt gãy tạo ra để kết nối tốt hơn hồ chứađến thân giếng khoan Thật không may, chất lỏng slickwater là mộtđường dẫn proppant vốn đã nghèo, mà đòi hỏi phải có máy bơm giácao để đạt được vận tốc dòng chảy đủ để vượt qua những xu hướnglắng xuống của các proppant Giải quyết Proppant trong thiết bị bềmặt hoặc hệ hông dài nằm ngang có thể có kết quả là chấm dứt xử

lý sớm và năng suất kém Chất Gel tuyến tính và các hệ thống liênkết ngang đã được sử dụng để giảm thiểu việc giải quyết proppant

và quan ngại vị trí, nhưng độ nhớt cao là hoàn thành được mục tiêunày có thể làm giảm đáng kể sự phức tạp của các đứt gãy mongmuốn Ngoài ra, thời gian kết thúc đứt gãy dài và thiếu hiệu quả củagel bị trì hoãn bộ phận ngắt làm cho ưu thế theo vị trí proppant hệthống gel rất hạn chế như là proppant lắng xuống trong khi gel đượcphá vỡ và đứt gãy chưa đóng cửa

Hơn 30% các phương pháp điều trị kích thích vào năm 2004 ở Bắc

Mỹ đã slickwater nứt vỉa (Schein, 2005) Những lợi ích quan trọngnhất của slickwater nứt vỉa là giảm đc thiệt hại về chất gel, hạn chếchi phí, khối lượng vỉa bị kích thích đứt gãy cao hơn, tốt hơn và ngănchặn đứt gãy Tuy nhiên, có những lo ngại như vận chuyển proppantkhó khăn, sử dụng quá nhiều nước, và khe nứt hẹp chiều rộng.(Kishore Mohanty K 2012)

Một số phương pháp xử lý đứt gãy đòi hỏi một chất lỏng có độ nhớtcao hơn, chẳng hạn như chất lỏng nứt vỡ tuyến tính Chúng đượchình thành bằng cách pha trộn các polyme khác nhau vào nước.polyme như vậy là bột khô phồng lên khi trộn với một dung dịchnước và tạo thành một gel nhớt Các chất lỏng giống như gel sẽ có

độ nhớt thấp sau đó có thể vận chuyển nhiều hơn các proppant hơn(slickwater) chất lỏng bình thường Nguồn polymer thường được sử

dụng với gel tuyến tính là guar, Hydroxypropyl guar (HPG),

hydroxyethyl cellulose (HEC), Carboxymethyl hydroxypropyl guar(CMHPG), và Carboxymethyl hydroxyethyl cellulose (CMHEC) (EPA2004) Trong sự hình thành-độ thẩm thấu thấp, gel tuyến tính kiểmsoát mất nước rất tốt, trong khi tại các thành thấm cao mất chấtlỏng có thể là quá nhiều Gel tuyến tính có xu hướng hình thành bộlọc dày bánh trên khuôn mặt của các thành thấm thấp hơn, có thểảnh hưởng xấu đến độ dẫn của vết nứt Hiệu suất của gel tuyến tínhtrong sự hình thành-thẩm thấu cao hơn chỉ là ngược lại, vì nó không

có hình bánh lọc trên tường thành Khối lượng cao hơn nhiều củachất lỏng bị mất do sự xâm lấn của gel nhớt vào sự hình thành

Chất lỏng liên kết ngang được phát triển để cải thiện hiệu suất củapolyme keo mà không làm tăng nồng độ của chúng Borat liên kếtkết ngang gel lỏng bẻ gãy sử dụng borat ion crosslink các polymengậm nước và cung cấp cho sự gia tăng độ nhớt Các polyme hầuhết thường được sử dụng trong các chất lỏng là guar và HPG Cáccrosslink thu được bằng cách sử dụng borat là hồi phục và được kíchhoạt bằng cách thay đổi độ pH của hệ thống chất lỏng Các thể đảongược đặc trưng của crosslink trong dịch borat giúp họ làm sạchhiệu quả hơn, kết quả tính thấm lấy lại tốt và dẫn điện

Chất lỏng kết ngang borat đã được chứng minh là có hiệu quả cao ở

cả hai thành thấm thấp và cao Họ cung cấp vận chuyển proppanttốt, một chất lỏng lưu biến ổn định ở mức nhiệt độ cao 300 ° F, mấtnước thấp và tính chất làm sạch tốt (Haliburton 2011) Các côngnghệ của hệ thống VES có thể được chia thành nhiều loại dựa trêncấu trúc hệ thống tạo ra: mixen sâu, cấu trúc phiến mỏng Khi nồng

độ bề mặt tăng trong nước, các mixen bắt đầu hình thành và bắtđầu tương tác với nhau Những tương tác dựa trên lực ion và có thểđược khuếch đại bởi bổ sung điện giải (muối) hoặc bề mặt ion khác

sinh học Họ không yêu cầu thêm flowback bề mặt bởi vì họ có bề

mặt vốn đã thấp và bề áp lực Không có thêm các chất phụ gia kiểmsoát đất sét là cần thiết

Một số công nghệ thú vị đã được phát triển gần đây Đây được xemxét dưới đây:

Zipper nứt vỉa

Nứt vỉa zipper thực hiện kích thích đồng thời của hai giếng ngangsong song Trong kỹ thuật này, đứt gãy được tạo ra trong mỗi nhómtruyền tới cho nhau để các áp lực gây ra gần những mũi vết nứtbuộc sự lan truyền theo một hướng vuông góc với đứt gãy chính(Rafiee, Soliman et al 2012) Kỹ thuật này thường được sử dụng làmtrơn nước như chất lỏng nứt vỉa, và nó được áp dụng cho đá phiếnsét (Yu và Sepehrnoori 2013)

Cavitation Hydrovibration nứt vỉa.

Cavitation Hydrovibration là một kỹ thuật độc quyền được phát triểntại Viện Kỹ thuật Cơ khí ở Dnipropetrovsk, Ukraine, và nó được thiết

kế để bẻ gãy đá cách sử dụng một áp lực hoạt động mạch nước.Không có nguồn tài liệu hoặc các ứng dụng bằng sáng chế đã đượctìm thấy để xác nhận chi tiết kỹ thuật về tình trạng của ứng dụngcủa hệ thống, ngoại trừ một bài báo trực tuyến của tác giả bloggerWalter Derzko (Derzko 2008) Kỹ thuật này được mô tả như là mộtcông nghệ xanh mà hoạt động sử dụng nước tinh khiết, không cóviệc sử dụng bất kỳ hóa chất Các hydrovibrator tạo bọt được đặttrong một đường khoan và đưa vào một lỗ khoan thẳng đứng haynằm ngang ở mức tầng thích hợp Áp lực nước được đưa vàocavitation hydrovibrator đầu vào thông qua đường dây khoan sửdụng một máy bơm khoan Sau đó, nước đi qua đoạn dòng chảyhydrovibrator và đi vào lỗ khoan nơi mà các tầng khí bão hòa nằm

Do sự chênh lệch áp suất qua hydrovibrator, chế độ tạo bọt kỳ táchrời được thiết lập trong đoạn dòng chảy của nó Trong chế độ này,lưu lượng nước ổn định được biến đổi thành một dòng chảy dao độngtần số cao Các tần số xung lặp đi lặp lại có thể thay đổi từ 100 đếnvài ngàn Hertz Các nước xung áp lực tác động lên sự hình thành khímang và nó làm tăng mức độ của các khe nứt (Derzko 2008) báocáo rằng phương pháp này đã được thử nghiệm và được sử dụngtrong Novojarovskoje (ở khu vực Lviv của Ukraine) và phương phápthực hiện tốt trong phục hồi các giếng nước cũ trong khu vựcMoscow và khu vực Pskov (Nga Liên đoàn) Có vẻ như công nghệnày chưa được thử nghiệm nhưng để tăng cường phục hồi khí trong

hồ chứa thông thường, cũng không phải để sản xuất khí trong đáphiến sét

Nứt vỉa thủy lực tăng cường bằng cách phun nước áp lực.

(Huang, Liu et al 2011) mô tả các ý tưởng của việc tăng cường hiệuquả của thủy lực bẻ gãy bằng cách sử dụng phun nước để bẻ gãycác vỉa than Phun áp lực nước là một phương pháp kết hợp việc sửdụng nước với thuốc nổ (lưu ý rằng khe nứt nổ được thảo luận chitiết trong phần 4.1) Trong công nghệ này, nước được sử dụng nhưmột phương tiện nối để chuyển áp lực vụ nổ tạo ra và năng lượng đểphá vỡ đá Theo (Huang, Liu et al 2011), truyền thống kỹ thuật thủylực bẻ gãy thường hình thành các vết nứt chính thủy lực và vết nứtcánh máy chi nhánh, với trước đây tương đối ít hơn số Các tác giảnêu rằng các bài kiểm tra thực nghiệm chứng minh rằng phươngpháp này là một cách hiệu quả cách để tăng số lượng và phạm vicủa các vết nứt thủy lực, cũng như để cải thiện tính thấm của vỉathan Các nguyên tắc làm việc của phương pháp này được mô tảdưới đây Một lỗ được khoan trong vỉa than và được tiêm với một vụ

nổ gel Nước được bơm vào lỗ để đóng dấu nó (ở áp suất thấp, đủ đểngăn chặn các vết nứt hình thành) Nước áp lực phun được thựchiện bởi kích nổ chất nổ Sóng xung kích nước và rung động tạo rabởi các bong bóng vụ nổ gây ra một tỷ lệ biến dạng cao trong bứctường đá xung quanh lỗ Phá vỡ đá và gãy xương nhiều đường tròn

và xuyên tâm tuyên truyền ra bên ngoài Cuối cùng, thông thườngnứt vỉa thủy lực được thực hiện Các vết nứt mở bởi vụ nổ đang tiếptục mở rộng Kỹ thuật này đã được đề xuất gần đây (2011) và nóxuất hiện một ý tưởng thử nghiệm Nó đã được đề nghị cho thành hệthẩm thấu thấp khai thác vỉa khí than, nhưng nó được đánh giá rằng

nó khả năng có thể được áp dụng cho đá phiến sét hình thành Nóxuất hiện để cung cấp những cải tiến về cách đứt gãy được bắt đầu,

và có khả năng có thể làm giảm lượng nước cần thiết cho giai đoạnnứt vỉa thủy lực Nếu không có bất kỳ báo cáo về độ sâu của sự kíchthích ra khỏi tốt, kỹ thuật này không xuất hiện để được kinh tế

1.3.2 Dung dịch gốc dầu

Chất lỏng nứt vỡ gốc dầu là những chất lỏng có độ nhớt cao đầu tiênđược sử dụng trong khe nứt thủy lực hoạt động Một lợi thế lớn củaloại chất lỏng là khả năng tương thích của nó với hầu như bất kỳ loạithành hệ nào Nhược điểm có liên quan đến chi phí cao tiềm năng vàmối quan tâm lớn hơn liên quan đến an toàn cá nhân và tác động

điều hứa hẹn kỹ thuật này đã được phát triển đặc biệt để sản xuấtkhí trong đá phiến sét, và sử dụng khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) Điềunày được phân tích chi tiết ở phần sau.

LPG

Trong năm 2007, các công ty của Canada GasFrac, có trụ sở tạiCalgary (Alberta), bắt đầu sử dụng gel LPG để kích thích các loại đáphiến sét Kể từ đó, hơn 1500 hoạt động của các kích thích đã đượcthực hiện bằng cách sử dụng kỹ thuật này khí propan gellified cả ởCanada và Hoa-Kỳ các LPG được sử dụng trong các hệ thốngGASFRAC kín chủ yếu là propane (C3H8) (GasFrac 2013)

Công nghệ này cũng được phát triển bởi ecorpStim, có trụ sở tạiHouston (Texas) Trong năm 2012, ecorpStim là nguồn gốc của mộtvài công nghệ phát triển: (1) loại bỏ các hóa chất, bằng cách pháttriển một công thức mới cho các chất lỏng kích thích (nay bao gồmđộc quyền propan nguyên chất và cát, không có hóa chất phụ gia)

và khối lượng (2) giảm propane để đáp ứng các yêu cầu nghiêmngặt về an toàn Propan nguyên chất được sử dụng (có khả năng sửdụng butan và / hoặc pentane cho một số loại đá) (ecorpStim2013a)

LPG được sử dụng như là chất lỏng nứt vỡ (Taylor, Lestz et al 2006;.Lestz, Wilson et al 2007.) trong hệ thống GasFrac, LPG được geltrước khi khe nứt để cho phép vận chuyển tốt hơn proppant thànhcác vết nứt Trong hệ thống ecorpStim, LPG không gel Proppantsnổi như cát và carbon fullerene được sử dụng, nhưng nó vẫn cầnphải được chứng minh rằng họ rất mạnh đủ để áp dụng rộng rãi Khi

bẻ gãy các LPG vẫn còn lỏng, nhưng sau khi hoàn tất quá trình này

nó đi vào dung dịch với các hồ chứa gas

Propane lỏng đặc biệt thích hợp để sử dụng như chất lỏng gãy vì nó

ít độ nhớt hơn nước Nhiều thành tạo đá phiến là máng xối, và sửdụng LPG sẽ tránh vấn đề này Các tính chất gel GasFrac LPG baogồm: sức căng bề mặt thấp, độ nhớt thấp, mật độ thấp, và hòa tantrong tự nhiên chứa hydrocarbon Các tính chất này được đề nghị đểdẫn đến đứt gãy dài hiệu quả hơn được tạo ra và do đó cho phépgiếng sản xuất cao hơn Một lợi thế khác được báo cáo là có khảnăng phân bố đều proppant Các chất lỏng bẻ gãy được hoàn toànhồi phục trong ngày của sự kích thích, tạo ra lợi thế kinh tế và về

môi trường bằng cách giảm sự thu dọn, xử lý chất thải và lưu lượng

xe tải sau công việc (GasFrac 2013)

Hệ thống ecorpStim hoàn toàn tránh được việc sử dụng các chất phụgia hóa học công ty báo cáo rằng, trong khi thủy lực bị gãy 30-80%lượng nước được phục hồi, kích thích propane cho phép một sự hồiphục của 95-100% lượng khí bơm Propan thu hồi có thể được bánnhư vậy (tức là trực tiếp đưa vào trong các đường ống dẫn) hoặc sửdụng cho các hoạt động kích thích khác các địa chấn rủi ro liênquan đến việc tiêm nước thải trong các tầng đất đang bị đàn ápcũng như (ecorpStim 2013a)

Khi gel hóa, LPG cung cấp độ nhớt phù hợp, không đòi hỏi việc sửdụng tốn kém của CO2 hoặc N2.LPG là một sản phẩm phong phúcủa ngành công nghiệp khí tự nhiên và được bảo quản ở nhiệt độmôi trường xung quanh Sử dụng LPG cũng làm giảm sự cần thiết đểbùng nổ sản xuất để làm sạch các chất lỏng nứt vỡ truyền thống,giảm khí thải CO2 Bởi vì propane lỏng là một nửa trọng lượng riêngcủa nước, có được sự giảm tải Nhược điểm chính của công nghệ này

là nó liên quan đến các thao tác của một số lượng lớn (vài trăm tấn)propan dễ cháy (và những rủi ro / nguy hiểm an toàn) Vì vậy mộtgiải pháp phù hợp hơn trong môi trường có mật độ dân số thấp,cung cấp các khóa học rằng sự an toàn lao động có thể được đảmbảo nghiêm ngặt

Ưu điểm

- Sử dụng nước nhiều làm giảm hoặc loại bỏ hoàn toàn

- Ít (hoặc không) phụ gia hóa học được yêu cầu

- Tăng năng suất của giếng

- Độ nhớt thấp, mật độ và sức căng bề mặt của chất lỏng, mà kếtquả trong thấp tiêu thụ năng lượng trong khe nứt

- Khả năng tương thích đầy đủ với chất lỏng chứa đá phiến (giaiđoạn bẫy hầu như bị loại)

- Không mất chất lỏng Tỷ lệ thu hồi (lên đến 100%) có thể

- Rất nhanh chóng làm sạch (thường trong vòng 24 giờ)

Nhược điểm

- Chi phí đầu tư cao hơn

- Thành công dựa trên khả năng hình thành để trở nhất của propantrở lại mặt đất để giảm chi phí tổng thể

1.3.3 Dung dịch gốc axit

Sự khác biệt chính giữa khe nứt và khe nứt axit proppant là cách dẫnđứt gãy được tạo ra Trong khe nứt proppant, một tác nhân chống đỡđược sử dụng để chống đỡ mở vết nứt sau khi xử lí xong Trong khenứt acid, acid được sử dụng để "khắc" các kênh trong đá mà baogồm các bức tường của các đứt gãy Như vậy, đá phải được mộtphần hòa tan trong axit để kênh có thể được hòa tan được đá trongthành hệ

Trong sự hình thành đá phiến sét, mặc dù nhiều người có một sốlượng đáng kể của các muối cacbonat tan và đá vôi, các nội dungtrong đá không phải là một giai đoạn liên tục Do đó, rất khó để sửdụng các dịch axit dựa trên thậm chí ở một số ít hồ chứa carbonatecao như Eagle Ford ở Mỹ Nếu không có một giai đoạn carbonate / đávôi liên tục nó là rất khó khăn để hòa tan tạo mạng liên kết giữa cáckhe nứt Ngoài ra, dòng chảy lại cần quản lý việc xử lý canxi đáng kểkhối lượng carbonate / đá vôi bị hòa tan Khe nứt bị hòa tan có độdài lớn thường khó xảy ra do quá trình hòa tan, vì tốc độ rò rỉ cao vàphản ứng axit nhanh chóng với sự hình thành (PetroWiki - Hội kỹ sưdầu khí năm 2012) Tuy nhiên, (Burgos, Buijse et al 2005) gần đây

đã báo cáo về cách hỗn hợp nứt vỡ axit tốt hơn đã được cải thiệnthâm nhập ngay cả ở nhiệt độ cao

1.4 Các chất phụ gia

• Chất chống ăn mòn: catafin A, Marvelan-K

• Chất hoạt tính bề mặt: Anion, Sunfanol

• Chất bôi trơn: Poliacrilant

• Chất tạo gel và chống mất dung dịch N2, Politoongr hợp, cátmịn

 Hạt nhỏ dễ đưa vào nhưng tạo độ dẫn thấp tuy nhiên nó duy trì

đc cao hơn hạt lớn

 Vật chèn phải có độ nén cao để không bị vỡ khi bị chèn ép

1.6 ảnh hưởng của quá trình nứt vỉa thủy lực tới môi trường

• Quá trình nứt vỉa gây nhiễm bẩn thành hệ có thể ảnh hưởng tớinguồn nước ngầm nếu quá trình nứt vỉa vượt ngoài tầm kiểmsoát xâm nhập vào các dòng nước ngầm Gây ra những sự thayđổi của thành hệ, thay đổi tính chất đôi khi làm giảm sự liênthông giữa các vi khe nứt gây chèn ép các khe nứt không cònliên thông với nhau nữa, cũng như mở rộng liên thông giữa cáctầng sản phẩm không cùng tính chất lý hóa gây khó khăn trong

• Bơm ép nước nếu không tính toán kĩ có thể gây ngập nước chovỉa (các mỏ Sư Tử ở VN)

2 Ứng suất trong thành hệ

2.1 Khái niệm cơ bản

Thành hệ (đối tượng của nứt vải thủy lực) thường nằm ở độ sâu lớn,được phủ bởi lớp phủ trên với độ dày đáng kể Lớp phủ phía trên gâylên cho thành hệ ở phía dưới những ứng suất Những ứng suất bịgây ra không chỉ từ cơ chế lắng đọng địa chất mà còn từ các hiệntượng kiến tạo

Ứng suất là 1 đại lượng vector Xa 1 giếng, ứng suất thường đượccho là ứng suất Far-field Quá trình khoan 1 giếng tạo ra sự tập trungnhững ứng xuất near-well khác nhau mà có thể phức tạp nhiều hơn

so với ứng suất far-field

Trong khi xem xét 1 mặt phẳng định hướng bất kì của khu vực ∆A tạiđiểm P , ngang qua là 1 lực tổng hợp ∆F đang hoạt động, ứng suấtđược xác định:

Bởi vì số lượng lớn các mặp phẳng có thể xác định qua 1 điểm đãcho và mặc dù sự tác dụng của lực tổng hợp lên các mặt phẳng lànhư nhau nhưng tác dụng của ứng suất lên các chúng là khác nhaubởi vì giữa các mặt phẳng có các góc nghiêng khác nhau Mô tả đầy

đủ của ứng suất của mỏ là cần thiết để chỉ ra không những phươngchiều và độ lớn của lực tác dụng mà còn bề mặt trên đó lực tácdụng

Ứng suất, áp dụng trên 1 bề mặt ở bất kì góc nào , có thể được chiathành 3 vector, σx: ứng suất pháp ( chạy dọc theo trục x), ứng suấtcắt τyx (chạy dọc theo trục y) và τts (chạy dọc theo trục z).

Giả sử rằng trong hệ tọa độ oxy như hình 3.2, σx và σy là những ứngsuất pháp trên trục x,y và τxy=ττyx là ứng suất cắt Bất kì các hướngkhác, hợp góc θ với trục y, sẽ cho ra công thức ứng suất pháp vàứng suất cắt Điều đó được thể hiện qua chương 2:

Từ phương trình 3.2 và 3.3 có thể két luận rằng tồn tại 1 góc ở đóứng suất cắt biến mất, τ=τ0 Từ phương trình 3.3 ta cho nó bằng

Thế 3.4 vào 3.2 ta được 3.5:

Những ứng suất được tính ở pt 3.5 được gọi là ứng suất chính ,vớihướng nơi ứng suất cắt biến mất Tất cả những hướng khác có thànhphần ứng suất cắt không biến mất.

2.2 Ứng suất tại 1 độ sâu

1 thành hệ ở độ sâu H được xem như là 1 hệ thống tùy theo 3 ứngsuất chính ,1 theo chiều thằng đứng và 2 theo chiều ngang 1nghiên cứu sự ảnh hưởng của ứng suất trong nứt vỉa thủy lực đượcgiới thiệu bởi Hubbert and willis (2)

ứng suất tổng (ứng suất địa tĩnh) theo chiều dọc σv là trọng lượng

của lớp phủ trên:

Với ρ là mật độ của tầng phủ nằm trên Logs mật độ có thể cung cấpcác giá trị của mật độ từ bề mặt đến thành hệ của sự lấy tích phânlog mật độ σv

Mật độ đá thường có giá trị từ 2500 đến 2750 kg/m3 và giả sử rằngtất cả lớp nằm trên bao gồm cả cát kết với ρ=τ2650 kg/ m3, giá trịtrung bình của gradient của ứng suất lớp phủ là:

1 trị số nổi tiếng trong mỏ dầu khí có đơn vị là: 2,49 x 104 Pa / m(1.1 psi / ft)

Ứng suất tính toán và gradient ứng suất của pt 3.6 và 3.7 là ứngsuất chính, và trong mỗi trường rắn có lỗ rỗng các ứng suất nàyđược dẫn trong hạt hay chất lưu bên trong

Với ứng suất có hiệu σ’

v , P là áp suất lỗ rỗng:

Điều quan trọng ở đây để nhận ra đó là ứng suất tổng (σv) vẫn khôngđổi trong suốt thời gian quan sát trong khi ứng suất có hiệu thay đổivới sự khai thác chất lưu or sự bơm vào và áp suất vỉa có sự thayđổi Ngoài ra, thành hệ có áp suất cao có thể gây ra nhiều ứng suấthiệu dụng nhỏ hơn thành hệ có áp suất thấp

Hệ số poisson, v, là tỉ số giữa sự biến dạng phần nằm trên sự biếndạng theo chiều dọc

Từ mối quan hệ ứng suất đàn hồi/sự biến dạng, sử dụng moodunyoung E

Trong môi trường rắn có rỗng 3D, ta có công thức:

Nếu sự di chuyển bên bị hạn chế lại, thì εx =τ 0, nếu σx – σy và σx =τ σy

Thay thế công thức 3.12 thành ứng suất tổng:

-σh là ứng suất ngang nhỏ nhất bắt nguồn từ hệ số poisson thay đổi

từ lớp phủ bên trên thành phần bên Tuy nhiên, kiến tạo là nguyênnhân gây vào thành phần ứng suất nằm ngang Do đó, ứng suấtngang tổng :

Bài toán: ứng suất và độ sâu: (3.2)

1 Vỉa độ sâu 3000m, bão hòa dầu Dùng công thức 3.6 và 3.8tính ứng suất có hiệu thẳng đứng

Tính ứng suất có hiệu nằm ngang Ứng suất tổng tăng hay giảm khisuy giảm trữ lượng vỉa? Trong khi áp suất vỉa có sự suy giảm, côngthức 3.13 có thể được sử dụng nghiên cứu ảnh hưởng trên ứng suấttổng theo phương ngang NẾu áp suất vỉa thay đổi ∆P, khi đó ứngsuất ngang sẽ thay đổi?

Từ biểu thức này , ta thấy rằng áp suất lỗ rỗng tăng thì ứng suấtngang sẽ tăng (∆σh.min).

2 Giả sử rằng các mối liên hệ Poisson có hiệu lực và giả địnhrằng những áp lực ngang được "khóa" tại chỗ, điều gì sẽ xảy ra

ở độ sâu tới hạn nếu trên đó một đứt gãy nằm ngang sẽ đượctạo ra nếu 500 m của đất đá phủ đã loại bỏ bởi một số phươngtiện địa chất (bị khoan)

Min horizontal stresser tăng đều the chiều sâu

Hình 3.3 cung cấp một giải pháp đồ họa cho vấn đề Trong khi các

"bản gốc" ứng suất ngang tối thiểu phần lớn vẫn giống nhau, trọnglượng của đất đá phủ đã được giảm xuống và cấu hình ứng suất dọc

vs sâu đã được chuyển sang bên trái Độ dốc vẫn giữ nguyên kể từkhi mật độ là như nhau Độ sâu tới hạn từ việc xây dựng điều nàyxảy ra tại nơi giao nhau của ứng suất ngang ban đầu và ứng suấtdọc mới Đây là khoảng 1000 m từ bề mặt gốc hoặc 500 m từ hiệntại Ở độ sâu nông hơn khi bị nứt vỉa thủy lực có khả năng là ngang;

ở độ sâu lớn hơn các vết nứt sẽ theo chiều dọc

Hiện tượng thú vị có thể xảy ra xung quanh độ sâu quan trọng này,nơi bị đứt gãy có thể bắt đầu theo chiều ngang hoặc theo chiều dọc

và sau đó có chuyển hướng 90o Điều này bị được gây ra bởi một ápsuất tuyên truyền gây ra sự lan truyền đứt gãy

2.3 Ứng suất cận thành giếng khoan.

Độ lớn và hướng của ứng suất tại chỗ có thể bị thay đổi cục bộ dokết quả của quá trình khoan

Quá trình khoan làm méo sự phân bố của ứng suất trước đó

lỗ khoan làm biến dạng trường ứng suất tồn tại trước Hình 3.4 cungcấp một mô tả và tên gọi cho những ứng suất xa mỏ (hình 3.4a) vànhững ứng suất trong tọa độ hình trụ được tạo ra bởi quá trìnhkhoan (Hình 3.4b) Trong mọi trường hợp đầu tiên chỉ số dưới biểuthị hướng của lực và thứ hai biểu thị các mặt phẳng mà các có cáclực tác động Những chỉ số của các mặt phẳng tương ứng với hướngtrực giao (3.4b) Vì vậy, ứng suất σθr có nghĩa là ứng suất theo hướng

r và trực giao với mặt phẳng θ

Nếu đá được giả định là đàn hồi tuyến tính và các lỗ khoan đượckhoan song song với một trong những hướng ứng suất chính (ví dụnhư một cái giếng thẳng đứng) biểu thức sau đây có thể được thuđược cho những ứng suất gần giếng (Lưu ý: Trong phần này, ứngsuất có hiệu.)

chỉ Xem xét hướng song song và vuông góc với hướng ứng suấtngang tối thiểu, tức là θ =τ 0 và θ =τ 900, phương trình 3.19 đơn giảnhóa hơn nữa:

Ví dụ 3.3 Tính toán của những áp lực ở các giếng khoan

Một giếng đã được khoan vỉa nơi áp lực lỗ rỗng là 2,0 x 107 Pa vàứng suất ngang tối thiểu và tối đa tuyệt đối là 2,4 x 107 Pa và 3,6 x

107 Pa, tương ứng Tính toán ứng suất hiệu ở giả sử rằng a =τ 1

Giải: Giả sử trong ví dụ 3.3 độ bền kéo của đá là xấp xỉ bằng 4 x 106

Pa Sự tính toán cho thấy không có khả năng xảy ra kéo dãn để xảy

ra trong một hướng vuông góc với ứng suất chính, là kết quả củaviệc khoan các lỗ khoan Một giá trị của ứng suất kéo như vậy làtrong phạm vi của độ bền kéo điển hình của đá chứa

Cần lưu ý rằng những ứng suất gây ra giảm nhanh chóng về không,cách xa miệng giếng như thể hiện trong hình 3.5 (hai chiều) và hình3.6 (điểm ba chiều) Trong khi mô hình hai chiều của hình 3.5 cungcấp những ứng suất theo một hướng, Hình 3.6 cung cấp hình ảnhcủa ứng suất xung quanh giếng Như có thể thấy σθ (Hình 3.6A) và σr(Hình 3.6b) có một số cực tiểu mà sẽ cung cấp các "địa điểm" chonhánh thứ hai của một đứt gãy Một khi bắt đầu từ một điểm hoặcmột mặt phẳng trong giếng , các vết nứt cũng bắt đầu lan truyềnmột nhánh đầu tiên Sức Kháng áp lực ma sát và các hiệu ứng làmchậm khác có thể cho phép các vết nứt để tìm một điểm tập trungứng suất tối thiểu cho một nhánh đứt gãy thứ hai Tùy thuộc vàochiều dài đường truyền yêu cầu, có thể hiểu rằng trong một sốtrường hợp nhánh thứ hai có thể không phát triển Sự tập trung ứngsuất gần giếng ảnh hưởng đến hình học xung quanh giếng và liên hệgiữa đứt gãy với giếng Cách xa giếng, ứng suất xa giếng đảmnhiệm

2.4 ứng suất giếng thẳng đứng (vertical well breakdown pressure)Cho một giếng thẳng đứng, một trong những ứng suất chính, ứngsuất theo chiều dọc, song song với trục lỗ khoan Nếu ứng suất này

là ứng suất tối thiểu, các vết nứt sẽ bắt đầu và truyền theo chiềungang Tuy nhiên, nếu ứng suất dọc không phải là tối thiểu, sau đócác vết nứt sẽ lan truyền theo chiều dọc và vuông góc đến ứng suấtngang tối thiểu Áp suất phá vỡ xuất hiện

Áp suất phá vỡ - ứng suất tập trung tại lỗ khoan =τ độ bền kéo củađá

Hoặc Pbd=τđộ bền kéo của đá+ứng suất tập trung trong lỗ khoan

Giới hạn trên của ứng suất tập trung tại các lỗ khoan có thể đượctính bằng phương trình

Phương trình 3.35 là nổi tiếng và thường được gọi là tiêu chuẩn củaTerzaghi [8] Áp lực tổng được sử dụng trong phương trình 3.35 Vềứng suất có hiệu, σ’

x và σ’

y

ở đây, p là áp suất lỗ rỗng và T là nhiệt độ của độ bền kéo

Phương trình này chỉ có hiệu lực trong trường hợp không có sự xâmnhập chật lưu (Detoumay và Cheng [9]) và nó mang lại cho một

"ràng buộc phía trên " đối với áp lực phân tích Ngoài ra, nó giả địnhrằng sự bắt đầu và hướng lan truyền là đồng nhất Tuy nhiên, nếuxảy ra sự cố rò rỉ xảy ra trước sự phá hủy, Eq 3.36 trở nên phức tạphơn và nó là cần thiết để xác định một "ràng buộc thấp hơn" cho ápsuất phá vỡ:

Trong đó, ŋ là tham số:

Cần lưu ý rằng sự gia tăng áp lực lỗ rỗng trong vùng lân cận củagiếng tương ứng với giảm ứng suất có hiệu của đá, và do đó làmgiảm áp suất phá vỡ Vì vậy việc sử dụng các chất lưu có độ nhớtthấp và / hoặc tỷ lệ bơm thấp có thể làm giảm áp suất gây ra sự cố.2.5 ứng suất trong giếng nghiêng bất kì

Giải pháp cho các ứng suất và sự dịch chuyển bởi vì một giếng cong

antiplane, và các giải pháp cho một lỗ hổng có áp suất bêntrong(Hình 3.7, Deily và Owens [4], Bradley [5], Richardson [6]).

đại diện là giải pháp về mặt toán học, nó là cần thiết để xác định sựđịnh hướng của lỗ khoan đối với các ứng suất tại chỗ Xác định α làgóc giữa hướng của σx(σh,min) và hình chiếu của trục lỗ khoan phíatrên mặt σx-σy, và β là góc giữa trục lỗ khoan và hướng σz như thểhiện trong hình 3.8 Sự quay của ứng suất từ tọa độ hệ thống tạichỗ với tọa độ hệ thống lỗ khoan địa phương của tọa độ thu được từnhững điều sau đây:

Ứng suất σx, σy, σz là ứng suất xa mỏ

Hình 3.8 Các thông số cho mặt nghiên thân giếng khoan.

Các trường ứng suất phát sinh từ lực căng ứng suất tại chỗ và áp lựcbên trong lỗ khoan pw được xác định bởi những điều sau đây:

Tại thành lỗ khoan (r=τrw), đơn giản hóa thành:

Các giải pháp trên có thể được đơn giản hóa hơn nữa, với mất 1 ít độ

song với một trục chính là một trong những thành phần cắt trượt, τθzvẫn còn hạn chế tại thành lỗ khoan Độ lớn của thành phần cắt trượt này sẽ ảnh hưởng đến sự ổn định tổng thể của lỗ khoan Quan trọng hơn ứng suất lực căng chính sẽ được quay quanh ở vùng lân cận

việc mở lỗ Nói cách khác, điều kiện ứng suất tại thành lỗ khoan sẽ khác nhau về độ lớn và trong định hướng từ những điều kiện trường xa

2.6 Độ thấm và ứng lực

Độ thấm nhạy với ứng lực

Độ thấm trong các vỉa chủ yếu từ các đứt gãy thủy lực

Từ kết quả của một nghiên cứu cho thấy rằng kết quả độ thấm cótính không đẳng hướng với các giá trị kx ky

Warpinski đã trình bày bằng chứng chỉ ra nơi độ thấm dị hướng theophương ngang là nhiều với tỉ lệ 100:1 Bất đẳng hướng từ 2:1-3:1được coi là phổ biến

Mô hình Walsh đã được đơn giản hóa bởi Buchsteiner Đã xác địnhbiểu hiện dòng chảy từ độ thấm nứt, kf: chất lượng độ khép o* đãđược đánh dấu và yếu tố độ rỗng B kf =¿3

Đối với vết nứt riêng lẻ, yếu tố B là một hàm phụ thuộc lớn vào chiềucao và chiều rộng của dòng chảy

kx =¿3

ky =¿3

Mô hình này được kết hợp với dữ liệu thực địa từ hai vết nứt lớn và

đã biết trước với các thông số Bx , By, ox* và oy*

Ben-naceur và Economides đã chỉ ra rằng sản lượng phụ thuộc vào

độ dẫn của các vết nứt thủy lực quan hệ giữa nửa chiều dài biểukiến x'f một vết nứt và nửa chiều dài thực

 hệ chứa nằm trong ứng suất tại chỗ là ứng suất ngang tốithiểu, do đó là đứt gãy dọc.

 chiều cao đứt gãy rất nhiều phụ thuộc vào ứng suất tươngphản giữa các lớp liền kề và lớp mục tiêu

 Prats đã chỉ ra rằng sự khác biệt ứng suất ngang hiệu quả bịảnh hưởng bởi độ sâu, nhiệt độ, chủng kiến tạo và áp lực lỗrỗng

 d σh’=τ1−v1 d(σv- σ)+1−v Ea dT+1−v 2 E dεi+1−v 2 vE dεi

2.7.1 Small interval fracture injection tests

• sự tách ra liên tiếp khoảng thời gian tương đối nhỏ (1-3 m) vàphun vào một lượng nhỏ (5.10-3 đến 10-1 m3) phun kéo dài 1-2phút

• Warpinski và Smith đề nghị 13 lỗ mỗi mét (thực ra bốn mỗifoot) và ít nhất là 90 mỗi lần băn vỉa Mặc dù giếng lý tưởng,tất nhiên, phải được liên kết với các đứt gãy phương vị dự kiến

Các dung dịch bơm vào có độ nhớt thấp, thường là KCl

2.7.2 Acoustic measurement

• tỷ lệ Poision và mô đun có thể được tính toán từ các sóng âm

2.7.3 Determination of the closure pressure

• Việc xác định áp lực khép là rất quan trọng không chỉ vì giá trịnội tại của nó mà còn vì những cân nhắc thiết kế và dự đoán

áp lực nứt vỉa ròng

• Nolte và Smith đã đề xuất kỹ thuật tương đối tính, hạn chế bởikinh nghiệm thực địa, để xác định áp lực khép

• Các bước thử nghiệm, tỷ lệ thường theo sau là một kiểm tra

"dòng chảy trở lại", hai bài kiểm tra hầu như luôn luôn đượctiến hành song song

• áp lực giảm sút tại đáy giếng được quan sát

• Mayerhofer đã giới thiệu một mô hình mạnh mẽ cho việc phântích áp lực thoáng qua các bài kiểm tra nứt vỉa