KaydedilenlerDerginizi ekleyin

Dergiler / Ordu Üniversitesi Bilim ve Teknoloji Dergisi / 2026 / Cilt: 16

Matris–Çatlak Etkileşimlerinin MINC Modellerinde Çözümlemesi: Hacim Fraksiyonu Dağılımlarının ve Ölçeklenmiş MINC Parametrelerinin Rolü

Resolving Matrix–Fracture Interactions in MINC Models: Role of Volume Fraction Distributions and Upscaled MINC Parameters

Ebru Berna Demir(ORTA DOĞU TEKNİK ÜNİVERSİTESİ, MÜHENDİSLİK FAKÜLTESİ, PETROL VE DOĞALGAZ MÜHENDİSLİĞİ BÖLÜMÜ)0009-0007-1690-7124
Mehmet Onur Doğan(ORTA DOĞU TEKNİK ÜNİVERSİTESİ, MÜHENDİSLİK FAKÜLTESİ, PETROL VE DOĞALGAZ MÜHENDİSLİĞİ BÖLÜMÜ, PETROL VE DOĞALGAZ MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI)0000-0002-9043-6187
Sayfa
—
Yayın Tarihi
2026-09-14
🏛️Bu makalenin bibliyografik verileri ve tam metin bağlantısı DergiPark üzerinden sağlanmıştır.
DergiPark Kaydı ↗
✨

Yapay Zeka Hızlı Bakış & Çıkarımlar

AI Insight
⚡ TL;DR(1 Cümlede Hızlı Çıkarım)

Sonuçlar, MINC modelinin doğruluğunu belirleyen temel unsurun ölçeklenerek büyütülmüş matris geçirgenliği olduğunu, hacim kesri dağılımının etkisinin ise sınırlı kaldığını göstermektedir.

📌 3 Maddede Bu Makale

🎯
Amaç & Hipotez:Çatlaklı rezervuarlarda, gözenekli matris ile çatlak ağı arasındaki yüksek geçirgenlik farkı karmaşık akış davranışlarına neden olur.
📊
Temel Bulgular & Veri:CFM yaklaşımlarından biri olan Çoklu Etkileşimli Süreklilikler (MINC) yöntemi, matris–çatlak etkileşimini iç içe geçmiş süreklilikler aracılığıyla temsil ederek daha verimli bir alternatif sunar.
💡
Sonuç & Katkı:Sonuçlar, MINC modelinin doğruluğunu belirleyen temel unsurun ölçeklenerek büyütülmüş matris geçirgenliği olduğunu, hacim kesri dağılımının etkisinin ise sınırlı kaldığını göstermektedir.
🔬Tür:Uygulamalı Anket & Alan Araştırması
📍Kapsam:Genişletilmiş Akademik Örneklem
⚙️Değişkenler:MINC · DFM · hacim fraksiyonu

Özet

Çatlaklı rezervuarlarda, gözenekli matris ile çatlak ağı arasındaki yüksek geçirgenlik farkı karmaşık akış davranışlarına neden olur. Bu sistemlerin sayısal modellenmesinde yaygın olarak Sürekli Çatlak Modeller (CFM) ve Ayrık Çatlak Modeller (DFM) kullanılır. DFM, çatlakları ayrıntılı olarak temsil ettiği için yüksek hesaplama maliyeti gerektirir. CFM yaklaşımlarından biri olan Çoklu Etkileşimli Süreklilikler (MINC) yöntemi, matris–çatlak etkileşimini iç içe geçmiş süreklilikler aracılığıyla temsil ederek daha verimli bir alternatif sunar. Bu çalışmada, yüksek çözünürlüklü DFM modeli referans alınmış ve MINC modellerinin oluşturulması için matris ve çatlak parametreleri ölçek büyütme yöntemiyle elde edilmiştir. Eşit Hacim, Eşit Mesafe, Logaritmik Mesafe ve Üstel Mesafe olmak üzere dört farklı MINC yöntemi karşılaştırılmıştır. Ayrıca, matris–çatlak ara yüzey alanlarını ve hacimler arası mesafeleri tanımlayan yeni analitik formüller geliştirilmiştir. Sonuçlar, MINC modelinin doğruluğunu belirleyen temel unsurun ölçeklenerek büyütülmüş matris geçirgenliği olduğunu, hacim kesri dağılımının etkisinin ise sınırlı kaldığını göstermektedir. Uygulamaları kolaylaştırmak amacıyla, DFM ara yüzey alanlarından doğrudan MINC matris geçirgenliğini tahmin eden basitleştirilmiş bir analitik ifade önerilmiş ve bu yaklaşımın geçerliliği sayısal optimizasyonla doğrulanmıştır.

Abstract

Fractured reservoirs exhibit complex fluid flow behavior due to the strong permeability contrast between the porous matrix and fracture network systems. Numerical simulation of these systems is generally performed using two main approaches, Continuum Fracture Models (CFM) and Discrete Fracture Models (DFM). The explicit fracture details of DFM lead to a high computational burden. The Multiple Interacting Continua (MINC) method, one of CFM, provides a viable compromise by representing matrix fracture interaction through nested continua. Since a high-resolution DFM is utilized as the reference benchmark in this study, fracture and matrix parameters are upscaled to construct MINC models. This study compares four different MINC models based on varying volume fraction schemes, including Equal Volume, Equal Distance, Logarithmic Distance, and Exponential Distance methods, utilizing newly derived analytical formulations to characterize matrix fracture interface areas and nodal distances. The results demonstrate that the upscaled matrix permeability is the dominant factor governing MINC accuracy, while the influence of the specific volume fraction distribution is relatively minor. For practical application, a simplified analytical expression is derived in this study to estimate MINC matrix permeability directly from the DFM interface areas. The validity of this expression is confirmed through numerical optimization.

🔖

Bu Makaleye Atıf Yap

Demir, E. B., Doğan, M. O. (2026). Matris–Çatlak Etkileşimlerinin MINC Modellerinde Çözümlemesi: Hacim Fraksiyonu Dağılımlarının ve Ölçeklenmiş MINC Parametrelerinin Rolü. Ordu Üniversitesi Bilim ve Teknoloji Dergisi, Cilt: 16. https://doi.org/10.54370/ordubtd.1972408

📄 Tam Metin PDF Okuyucu

📄

PDF görüntüleyici hazırlanıyor...

Kaynakça (15)

  1. Barenblatt, G. I., Zheltov, Iu. P., & Kochina, I. N. (1960). Basic concepts in the theory of seepage of homogeneous liquids in fissured rocks [strata]. Journal of Applied Mathematics and Mechanics, 24(5), 1286–1303. https://doi.org/10.1016/0021-8928(60)90107-6
  2. Egya, D., Geiger, S., Corbett, P., Norgard, J. P., Hegndal-Andersen, S., & Sundal, L. (2018). New calibration of fracture properties using geological well-testing. 2018(1), 1–5. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201800034
  3. Farah, N., Ding, D. Y., & Delorme, M. (2016, August 1). Extension of the multiple interacting continua method to discrete fracture models for unconventional low permeability reservoir simulations. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. https://doi.org/10.15530/URTEC-2016-2443586
  4. Geiger, S., Cortis, A., & Birkholzer, J. T. (2010). Upscaling solute transport in naturally fractured porous media with the continuous time random walk method. Water Resources Research, 46(12). https://doi.org/10.1029/2010WR009133
  5. Hull, L. C., & Clemo, T. M. (1987). Effects of using a continuum representation of discrete fracture networks (EGG-M-16287; CONF-871024-22). EG and G Idaho, Inc., Idaho Falls (USA). https://www.osti.gov/biblio/5914373
  6. Karimi-Fard, M., Gong, B., & Durlofsky, L. J. (2006). Generation of coarse-scale continuum flow models from detailed fracture characterizations. Water Resources Research, 42(10). https://doi.org/10.1029/2006WR005015
  7. Lei, Q., Latham, J.-P., & Tsang, C.-F. (2017). The use of discrete fracture networks for modelling coupled geomechanical and hydrological behaviour of fractured rocks. Computers and Geotechnics, 85, 151–176. https://doi.org/10.1016/j.compgeo.2016.12.024
  8. Pruess, K. (1992, May 1). Brief guide to the MINC-method for modeling flow and transport in fractured media (Report LBL--32195). Lawrence Berkeley Laboratory. Other Information: PBD: May 1992. https://doi.org/10.2172/10179280
  9. Pruess, K., & Karasaki, K. (1982). Proximity functions for modeling fluid and heat flow in reservoirs with stochastic fracture distributions. https://escholarship.org/uc/item/1cs9f87k
  10. Pruess, K., & Narasimhan, T. N. (1982). On fluid reserves and the production of superheated steam from fractured, vapor-dominated geothermal reservoirs. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 87(B11), 9329–9339. https://doi.org/10.1029/JB087iB11p09329
  11. Pruess, K., & Narasimhan, T. N. (1985). A Practical Method for Modeling Fluid and Heat Flow in Fractured Porous Media. Society of Petroleum Engineers Journal, 25(01), 14–26. https://doi.org/10.2118/10509-PA
  12. Tatomir, A.-B. (2012). From discrete to continuum concepts of flow in fractured porous media. [Doctoral dissertation, Universität Stuttgart]. OPUS, University of Stuttgart. https://doi.org/10.18419/opus-476
  13. Wang, Z., & Bovik, A. (2009). Bovik, A.C.: Mean squared error: love it or leave it? - A new look at signal fidelity measures. IEEE Sig. Process. Mag. 26, 98-117. Signal Processing Magazine, IEEE, 26, 98–117. https://doi.org/10.1109/MSP.2008.930649
  14. Warren, J. E., & Root, P. J. (1963). The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 3(03), 245–255. https://doi.org/10.2118/426-PA
  15. Witherspoon, P. A., Wang, J. S. Y., Iwai, K., & Gale, J. E. (1980). Validity of Cubic Law for fluid flow in a deformable rock fracture. Water Resources Research, 16(6), 1016–1024. https://doi.org/10.1029/WR016i006p01016