Petrel页岩气藏的工作流程的建模.docx
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Petrel页岩气藏的工作流程的建模
一个综合Barnett页岩气藏的工作流程的建模与仿真
C.Du,SPE,X.Zhang,SPE,B.Melton,D.Fullilove,B.Suliman,SPE,S.Gowelly,SPE,D.Grant,SPE,J.LeCalvez,SPE,Schlumberger
这篇文章是准备在2009年5月31日至6月3号在哥伦比亚卡塔赫纳举行的拉丁美洲和加勒比石油工程会议上作为（会议）报告用的。
这篇文章根据作者所提出的包含在摘要中的信息被程序委员会选择出来作为一篇会议上的报告。
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摘要
密西西比Barnett页岩储层开辟了美国的天然气生产的新时代。
做的许多油藏描述方面的努力和完成的一些实际生产，以帮助更加深刻的了解Barnett页岩储层。
钻孔图像解译，钻井诱导产生的裂缝和连通的/闭合的裂缝，揭示（地层）应力方向，断层的形貌和方向等解释结果指导水平井设计，控制水力压裂方向和强度。
常规测井和岩心分析已经用于对岩相的分类和评价油层物性和地球物理性质，以用于井的定位和储量计算。
地震调查不仅用于水平层位和断层的解释，也用于3D物性的评价分析，如岩相分布，离散裂隙网络和应力场。
在实际施工方面，多钻较长的水平井和进行大规模的多级、多层次水力压裂处理。
大量的井的钻探和水力压裂都被广泛实施。
微震（MS）对评价水力压裂所波及到的油藏的体积和压裂产生的断裂强度估算的起到重要作用。
尽管在这个方面巨大的努力和进展，但现有的文献中仍然缺乏一个系统的方法以整合各种信息，并获得准确的储层特征。
在本文中，我们提出了一个集成的工作流程，结合地震解释和属性、钻井图像和测井解释、岩心分析、水力压裂微震数据来建立储层的地质模型和离散裂隙网络，然后网格粗化到双重孔隙介质以进行油藏数值模拟。
这一领域的的这个工作流的应用中展示了重要的观测数据，并提供更好的对储层的认识。
这项整合工作流程提出了捕捉Barnett页岩气藏的本质特征的有效方法，并提供了优化页岩气生产的定量方法和平台。
说明
过去数年在天然气消费需求和石油和天然气价格不断上升的带动下，Barnett页岩气产量（有持续上涨的）势头。
Barnett页岩储层的特点，可以说是非常典型的低渗透率（100-600微达西），低孔隙度（2-6％），中度吸附气体（瓦斯含量50-150标准立方英尺/吨）。
该一般Barnett页岩沉积环境、岩相、天然裂缝描述和生产评价在路克斯等（2007年）、大风等（2007年）和弗朗兹等（2005年）中可以找到。
为了实现经济生产和提高生产率，实施了大量的水平井钻探和大规模的多级的水力压裂措施。
由于Barnett气藏复杂性是大大高于常规或其他非常规油气藏，所以很难获得一个对Barnett气藏清晰的认识和对油藏的准确描述。
要快速获取知识，指导迫在眉睫的井点位置（井距和井型）的设计，各种井距探井（例如，500英尺，1000英尺，1500英尺等）进行了钻探测试，以及各种水力压裂，如“链式压裂“行动计划和“模拟压裂“已经发明并测试（Waters等,2009）。
于此同时，（大家）做各种努力去更好的描述这种油藏和提高这种油藏的生产开发是经济效益；举个例子，许多时候需要地震的调查来解释确定油藏的结构和地层的边界，来识别断层和溶洞，来认识基岩和油藏中这些断层/溶洞的连通性。
这些分析为确定合理的井位和合理的压裂等级设计提供了基础的数据。
另一个非常重要的进步是广泛的应用MS地图来检测水力压裂工作的反应，帮助控制作业流程，评估水力压裂的效果。
从MS分析得到的观测结果中非常关键的一点是水力压裂诱导Barnett页岩的形成的裂缝不具有天然的双性翼，但是，相反，形成复杂的断裂网络。
这已导致产生多项研究来探讨在这些页岩气藏中进行水力压裂的机制和增强（水力压裂效果的机制）（丹尼尔斯等，2007;费舍尔等人，2002年;Ketter等，2006;King等，2008;勒Calvez等人，2007年和2006年Mayerhofer等，2008;帕歇尔，2007;Warpinski，2008;水域等，2009;斯伦贝谢，2009）。
岩石物理分析工作也被同时开展，例如，岩相（由TerraTek整理），岩性，矿物学，和页岩气分析，以获得总有机碳（TOC），瓦斯含量，孔隙率，气体饱和度，渗透率值。
岩心描述和试验已用于表征的形成，测量和验证各种岩石物理性质和岩石力学特性和岩相特性（斯莱特等，2008）。
最重要的测量工具之一井壁成像测井，比如垂直井中的地层微成像仪（FMI）来描述“自然”裂缝系统（FMI的解释导电性，电阻，和部分连通的裂缝），了解应力场的方向，断口形貌和方向，并帮助确定水平井的垂直位置。
压力测试，以及油井的生产分析，产水分析，油藏通信分析，藏工程分析都被试着应用于油藏描述中的地质、地震、油藏物理性质。
尽管投入了很大的努力，并取得巨大的进展，但油藏生产中占主导地位的关键因素仍然不清楚，我们需要一个系统化的方法来整合各种信息和捕获的关键要素。
在过去的几年里，通过在Barnett页岩油藏描述，建模和仿真工作的努力，发现一个非常关键储层特征，这将在下文讨论。
要使这种渗透率极低的Barnett页岩储层有足够的产量，需要产生后水力压裂裂缝网络（FHP）来给基质气体（膨胀和解吸）提高高导流路径。
各种研究和MS实例分析证实在上文中所提到的Barnett页岩中确实存在PHF网络。
那么什么有助于产生这种PHF网络。
如FMI的钻孔岩心观察图像解释发现存在大量的由岩石填充的“自然”裂缝（密度高达几个英尺）。
由于方解石填充的裂缝
和页岩岩壁之间的接触面的拉张力非常小（非晶体粘连）。
方解石填充的裂缝比原始的页岩地层更容易被打开，（方解石填充的裂缝）有助于裂缝网络的扩展（Gale，2007）。
当然其他的因素，像应力场、岩石力学性能等也在任何形式的油藏水力压裂中起着非常重要的作用。
可以说是这些“天然”的裂缝的存在和分布对Barnett页岩油藏的PHF裂缝网络造缝起到非常重要甚至是独一无二的作用。
对这些独特的特性有了一个比较客观的认识，我们就更加靠近对PHF裂缝网络构成的理解。
在MS曲线的帮助下，大规模压裂液和支撑剂和裂缝传播理论，PHF网络性能可以在“自然”裂缝网络范围内得到评估。
本文把重点放在油藏描述上，它将被纳入一般的工作流程的发展中。
一般的工作流程包括数据加载和质量控制（QC），地震属性的解释和应用，油藏模型的建立，钻孔图像和测井解释结果，HFT和MS数据来建立离散裂缝网络，并进行网络粗化成双重空隙介质油藏模型，以用来进行油藏数值模拟。
通过历史拟合和PHF网络的验证，可以预测油藏动态并进行油藏采收率评估。
与此同时，一般工作流程和油藏模型作为一个平台，各种的用途被广泛的讨论，比如：
地质力学建模，井距优化，水力压裂设计和生产优化。
方法和工作流程的发展
油藏描述的过程开始于收集所有相关数据，质量控制（QC）和分析。
所有的3D可以直接的导入的数据被载入到3D描述和建模软件包，比如Petrel软件。
从地质研究，地球物理，油层物理和岩心数据的评测，简单的统计汇总，三维可视化和井间联系与井间结构的检测，就可以推导出各种有用信息，检查数据错误，不同的信息源相结合，就可以实现油藏描述。
速度建模，深度转换和三维结构建模
一般来说，地层和断层的解释在时间域中表示出来。
地层的地震解释可以通过自动跟踪来加快速度，断层的解释可以使用Petrel软件通过蚂蚁跟踪来加速。
由于井的大多数数据都在深度域上因此地震解释成果还需要进行深度域转换和集成。
通常，检查孔眼，声波测井和速度数据就可以建立速度模型。
很多时候，在很小的速度区间上建立的每个地层单元对于Barnett油藏的建模来说是满足条件的。
深度转换可以把所有时间域的地震资料，如原始地震数据或任何其他特殊地震属性解释，解释出来的地层和断层。
地层面深度和/井头数据是用来建立水平层面上的模型。
这些水平地层面和井点控制，以及适当的断层模型，分段定义，以及边界条件可以用于创建一个三维地质结构模型。
三维地质结构模型为进一步地质力学区修正，精细测井，更加精细的地震采样，数据分析，相关性发展研究，裂缝仿真驱动程序开发，离散裂缝建模，油藏数值模拟网格划分提供了一个很好的平台。
蚂蚁追踪技术和大规模裂缝系统
Petrel的蚂蚁追踪技术结合地震数据响度可以给出放大的边界以识别断层，裂缝以及其他的一些线性的异常现象的解释。
地震数据首先经过减少信号中的噪音处理，加强地震数据的空间连续性（边界探测），最终生成蚂蚁追踪体，通过压制信号中的噪音和不是断层的部分的属性非常重要的提高了断层的属性。
蚂蚁追踪技术仿真蚂蚁在自然界的繁殖和他们怎样使用孔来标志他们的路线来最优化他们寻找食物的路线。
3D断层的不连续部分可以通过从蚂蚁追踪体中提取出来。
断块或者裂缝可以进行分析或者编辑，然后裂缝或者断块可以直接被转化成起决定性作用的离散的裂缝网络（DFN）
在Barnett油藏应用中，蚂蚁追踪技术可以设别非常重要的断层和卡斯特地质特征。
提取出其中的特征，建立断层模型，联合生产数据，跟踪测试和试井分析数据来显示大型油藏的连通性。
根据Barnett油藏连通性的一般观察，发现有时候相隔几公里的井具有共同的压力系统。
这个因素可以作为手工输入的油藏特性输入到裂缝模型中去。
“自然”裂缝网络建模
尽管没有直观的特征可以在实验室从岩心中观察出来，但是从井眼图形比如FEI解释出来的特征——电阻，连通性
一部分观点认为，所有类型的解释出来的特征可以认为组成了一个“天然”的裂缝网络，这个裂缝网络在水力压裂形成的裂缝网络的强度和分布情况方面起了部分作用。
其他的重要的因素，原来本地的应力场和岩石力学的特征将在下文进行讨论。
这里的“天然“裂缝模型通过井眼的图像比如FMI解释的特征和地震数据来建立的。
随着工作流的继续，ＦＭＩ解释的裂缝（和应力强度）被分类，进行分析，并且与岩石性质，岩石力学区域以及一些其他的地震特征相联系。
各种地震数据经过重新取样导入３Ｄ模型。
由于３Ｄ模型空间的灵活的功能，各种导致裂缝强度不同的因素可以别进行评价。
这些驱动因素包括离断层的距离，岩石性质，不连续的性质，或者神经网络关联评估导致的一些性质（必须注意识别出相关的驱动因素）。
有合理的驱动性质，3D应力分别场可以被加强，大多数情况下使用随机模拟或者可能的确定的方法。
注意不同的种类或者系列的裂缝应力特征可以通过不同的驱动因素来进行单独的数值模拟以反映具体的自然特征。
将井控制的裂缝方向和裂缝的方位角作为常数输入，以及2D和3D性质，具体确定的裂缝几何学规范，3D的离散裂缝模型就可以建立出来。
在DFN封装建模的困难之一是裂缝几何尺寸及其分布。
这些参数必须来自相关和实际的地质研究。
Galeetal.（2007）提供了这个问题的某些见解。
尽管可能会可能从断裂强度性质方面获得一定的参考，但最终估计有来自生产历史的历史拟合。
微地震测绘和后水力压裂（PHF）网络建模
目前，准确地设计，控制和描述PHF网络几乎是不可能，因为Barnett页岩油藏非常复杂“自然“裂隙网络，岩石力学性质非均质性和地应力分布。
在这里，基于可供使用的现场数据，提供了一个非常接近的解决方法。
正如早些时候提出的，MS监测工作被用于Barnett页岩油藏监测水力裂缝延伸和工作进程，并通过压力/速率的变化和其他如光纤辅助分流技术（Daniels等,2007）来控制裂缝传播。
像MS结果分布这些重要的特征，导致一般认为Barnett油藏的PHF系统是一个裂缝网络，因此各种可用的技术被用于创造一些更加不真实，理想化的应力PHF网络模型。
各种水平的和垂直的FMI解释结果表明Barnett油藏是一个大量“自然”裂缝聚集的系统，这与最近的许等人（2009a,2009b）的研究理论是一致的。
在这里，MS测试曲线被用来评价一个3DESV,然后水力压裂作业参数被应用到估计动态的和被支撑的裂缝的导流能力（可能的渗透率和宽度估计）。
为了评价PHF网络，MS曲线可以从3Do模型中抽取出来。
简单的情况下，可以使用2D视图来得到外部边界。
垂向上，在计算压裂液和支撑剂的用量的时候，需要考虑由于裂缝延伸到不是油藏的地层中导致的体积修正。
有了确定的裂缝延展模型的假设，压裂液，支撑剂用量个裂缝的的宽度分布和裂缝网络的应力分布可以被评价出来，并且与此相关的被支持的裂缝的宽度可以被计算出来。
通过使用实验室的数据结果，裂缝的导流能力（FCD）可以被计算出来。
这几假设，包含在MS曲线特征中的DFN网络模型中的裂缝是开放的，并且支撑了一个评价基本的情况。
裂缝的特性和离散裂隙网络（DFN）粗化
裂缝的特性与DFN网络模型有关。
在DFN建模中，几何参数被分配到各条裂缝：
表面部分，倾角和方位角。
其他可被赋值或计算的重要属性是孔隙度和渗透性。
孔隙度数据与计算空隙型渗透率有关。
对于具有适当的孔隙度和渗透率的“自然”裂缝网络和PHF网络，分别可以进行网格粗化。
“自然”裂隙网络可以作为背景油藏和PHF网络——像ESV通过加强认识油藏性质来修该一样通过MS和ESV的压裂作业的数据来修改。
随着典型的DFN裂缝的量越来越大，没有一个可以实际使用的技术或者软件来模拟流体流经这个网格系统的实际过程。
一个可以实际操作的办法是将离散的裂缝系统进行网格粗化成双孔双渗油藏模型，然后使用ECLIPSE软件或者其他的模拟器来建立油藏的动态模型。
通过网格粗化技术产生的对于每个网格的特征参数主要有裂缝的孔隙度，渗透率，定义裂缝和基质连通性的Sigma（形状）因子，裂缝在空间展布方向上的裂缝空间（I,J,K）。
必须注意：
双孔双渗模型在很多情况下不一定适合，并且会产生错误的结果。
一个正确的数值模拟结果继续给予正确的对于DFN和PHF裂缝系统的正确理解，并且需要结合页岩油藏的生产机制。
并且不同的网格粗化技术也是有必要进行讨论的，统计学的网格粗化技术和张量网格粗化技术。
一个统计学的运算法则应用ODA方法。
这种方法运行很快，但是不健全。
这种运算法则不能发现裂缝之间微小的连通性方面的不同。
举个例子，假设两种不同的裂缝系列，他们具有相同的几何学特征，强度，方向，那么使用Oda方法，将得到同样的网格粗化特征参数。
但是在实际中，这两个系列不能具有相同的特征参数，因为一个系列的所有的裂缝之间都是交叉连接的，而另一个系列不是。
另一方面，张量方法对连通性非常敏感，并且能对网格粗化的特征参数进行正确的评价。
张量方法基于动态流体流动模拟，它会针对每个在双孔双渗介质模拟中的每个地质网格产生精确地渗透率和饱和度。
岩相，地质力学和岩石物性建模（基质属性）
通过岩心分析和测井解释，岩相和储层物性可以在井位处得到。
并且也有各种的地震属性来反映岩相和地质力学以及油层的物理形成的一些性质。
基于井位数据作为基础的约束条件，地震数据作为第二约束条件，通过地质统计学可以建立在3D模型中各种物性的分布模型。
非常著名的岩相解释之一是通过一系列的TerraTek基础测井的得到的一系列数据。
这一系列（岩相）数据可以用于分类力学和油层物理的性质。
在每一个系列中都可以定义常数值和进行随机模拟。
油层物性模拟使用的数据包括，测井和地震包括群集相，孔隙度，含水饱和度，渗透率，总有机碳，页岩气含量和杨氏模量，泊松比等。
还可以直接模拟SonicScanner/DSI公司（偶极声波图像）产生的参数和使用计算器获得的最终特性参数。
Barnett页岩油藏模拟，生产历史拟合和灵敏度分析
由于Barnett页岩油藏特低渗透及裂缝的存在，Walton等人（2009年）研究了基页岩油藏生产的基本机理并且通过渐近解来估计生产的裂缝的位置。
Velasquez（2009）开发了在生产分析中应用拉普拉斯域解（OGIP，Lamda和Omega断裂）。
他们的结果展现出非常有希望的进步，并且在不远的将来有可能获得对生产机制非常清晰的认识。
新的发现或许可以指导今后实施纳入储层非均质性和其他各种复杂条件的情况。
最近，大家都在使用双孔的模拟器，比如ECLIPSE。
ECLIPSE-300模型将Langmuir等温线扩展到多组分模型中，并且考虑立刻吸附和随时间有关的扩散。
基质的一部分影响了基质中的一些瞬态行为。
随着工作流，从DFN和岩石物理基质性质（phie，Sw，等）通过随机模拟进行网格粗化后的双孔油藏物性参数可以被油藏模拟器直接使用。
随着给的完井配置和生产的控制，生产历史拟合可以确认或者修改油藏模型，特别是裂缝网络的几何形状，裂缝的连通性，和渗透率。
与此同时，试验设计的方法可以被用来进行敏感性分析，协助历史拟合的过程，并且来改善油藏描述。
此外，全自动化的历史匹配过程可用来在一个迭代循环过程中作为地质模型的变化个油藏数值模拟的纽带。
随着确定的油藏模型的建立，可以进行油藏生产预测，和进行EUR评价。
如果已知渗透率随着油藏压力在变化，那么可以预测到渗透率随着产量的增加在下降。
地质力学模型和压力分析
FMI解释的因为钻井增加的裂缝和可能的井壁失稳可以被用于决定应力的方向和分布。
SonicScanner和DSI（偶极子音速图像）数据可以被用来评价岩石构成的力学性质和压力。
无线的岩石构成测试方法测试和解释可以被用来进行in-suit压力数据（空隙压力和最小压力）的校准。
与此同时，一些地震的数据可以被扩展用来指导建立3D应力场的分布模型。
使用Petrel软件，可以建立一个包含断层，裂缝，异常高压,异常低压，旁压等复杂的地质结构，空隙压力，和压力边界条件的力学地质模型（MEM）。
这个模型可以用于进行空隙压力预测，地质力学建模和井壁稳定性分析。
地质力学建模软件（比如VISEGE压力分析模拟软件）可以模拟一整套的压力分布，压力敏感的渗透率和孔隙度变化，以及研究高压裂缝延展机理。
结合地质力学模型（VISAGE软件）和油藏数值模拟软件（比如ECLIPSE软件）可以进行油藏开发方案的最优化，井壁稳定性的分析，最优化和钻井液密度设计，地层下沉和随着地层亏空造成的损害分析。
井距、水力压裂设计和生产最优化
为了实施最优化，必须控制水力压裂的过程，比如说，水力压裂在哪里造缝，造成的裂缝网络需要的强度，以及怎样来工程实际中来实施。
最近，由于基于网络的水力压裂设计技术还不成熟，并且缺少一个非常精确的过程来控制PHF网络的形成以及支撑（就像瞄准了一块体积的地层然后在其中进行高强度的造缝作业）。
许多石油公司，服务和研究学会，大学都进行了很多的研究和实验。
相信未来将会在技术上出现突破。
与此同时，由于在现有的工具条件下油藏描述得到提高，采用以下这些步骤可是使我们更加接近目标：
1）评价油藏特征之间的联系，施工步骤之间的联系，各种scenarios（井的深度，裂缝的等级，压裂液和支撑剂的体积等）以及油藏的生产表现。
2）进行油藏数值模拟中的敏感性分析（熟练地记住怎样使用一个油藏模拟器比如说ECLIPSE）；3）对未来的设计和施工精确的指导方针。
工作流程的讨论和方案提出
在这个阶段中，一般的工作流程和一些特别的施工步骤将被讨论。
数据收集
数据清单已经列在表格一中了，为了理解Barnett页岩油藏描述的一些复杂问题，推荐收集所有的可用数据，把数据整合进一个数据库当中，然后在3D可视化的软件包比如说Petrel中显示一些重要的信息。
种类
数据项目
井头数据
Location（x,y）,Kellybushing,totaldepth
井轨迹数据
分布数据
测井数据
常规测井和测井解释（伽马、电阻率、孔隙度、含水饱和度、密度、中子、井径测井等）
岩石特性（ELAN解释），矿物特性（ESC）和Toc、Sw、渗透率、孔隙度、吸附气和自由气等
岩相（地层倾角-油藏非常好的指示器）
岩石力学性质和压力分布（DSI/SonnicScanner）
井眼图像（FMI）及其解释；裂缝分类，修正以及分析
岩心数据
实验室测得的油层物理性质（k,phi,Sw,等），以及岩石力学性质（UCI,E,G,泊松比等）
以及尽可能的测井修正数据
等温线
页岩吸附和解吸测试数据；含气量（朗格茂压力和体积常数）；单组分和多组分数据
井头数据
标志井的名字，深度，倾角，方位角等
结构数据
水平面，断层解释数据
地震数据
原始体积，各种衍生的数据和负载参数
速度数据
声波测井，射孔检测和速度模型或者速度参数
裂缝数据
裂缝等级，压裂液，支撑剂，压裂计划
微震数据
各种特征属性，泵的记录，速度，压力和ISIP数据
生产数据
生产调查，跟踪测试，试井，和生产动态数据
完井数据
井眼数据和射孔层位，射孔长度等数据
流体和岩石数据
气体组成，水和油，以及其他的一些PVT参数；饱和度参数
报告
以前的研究和报告
一般的工作流程——从地震到数值模拟
流程图一展示了从地震到数值模拟的一般工作流程。
在方法进展中所描述的，工作流程开始于数据的载入，质量的控制，和在3D模型软件如Petrel中进行编辑。
当其他的数据源准备好后，地震解释的地层划分和断层数据可以直接被导入到软件中；否则，必须进行数据的解释，以提供地质结构控制。
使用Petrel软件，可以使用对水平面使用自动追踪功能，对断层使用蚂蚁追踪功能就可以非常容易的实现简化数据解释。
下一步要建立一个合适的速度模型将所有的时间域中的信息转化到深度域中并且在深度域中将大部分数据呈现出来（比如，井头数据，测井数据，完井数据和生产数据等）。
一个结构模型可以使用已经定义的非常重要的stratigraphic水平面，断层分成的断块，或者直线边界。
岩石力学和地质力学的区域都可以被插入进来；
在这个阶段，裂缝强度的测井，岩相/地层倾角测井，地质力学和油藏物理特性可以被网格粗化到3D模型中，使用重新采样的地震数据，神经网络链式评价方法。
油藏物理的特性比如说有效孔隙度，含水饱和度，含气饱和度等可以用来评价气藏的地质储量。
以及通过在Petrel软件中运行不确定的工作流来为P10,P50,和P90的实例来划分等级。
与此同时，DFN和PHFDFN修改可以通过多种方式来实现（在下文中将进行讨论）。
这两个系列的不确定性构成了一个可以进行敏感性分析和辅助历史拟合的测试区。
基于DFN建模和历史拟合研究结果，紧接着进行生产敏感性分析和产量预测，就可以确定最终的方案。
地质力学模拟可以和油藏模拟同时进行来进行井壁稳定性和水力压裂控制研究。
井位设计和井轨迹设计（在表一中所列出来）可以在整个建模过程中的在不同时期为满足不通过的需要来完成。
这个流程的一般实施方案（不包含DFN）见图二
图表二、页岩气藏描述的一半的工作流程——从地震数据到地质结构，孔隙度建模，油藏评价，油藏描述，Petrel建模，手工修改Petrel建立的模型
图表三、DFN建模工作流程，比如像FMI裂缝解释结果等井眼图像和地震解释图像被用来基于裂缝结构模型建立裂缝的3D强度模型。
可以赋值裂缝的几何学特征，计算出裂缝的属性。
将裂缝的渗透率和孔隙度进行网格粗化，粗化成双孔双渗介质模型。
结合一般的工作流程中得到的基质的油层物理性质，一个基本的页岩气藏数值模拟就可以进行，手工的修改从Petrel中建立的DFN模型
DFN建模，特殊的流程
DFN建模可以从一般的工作流程中分离出来。
DFN建模使用FMI解释的裂缝数据，蚂蚁追踪特性，人工非常确定的断层，以及随机模拟来进行。
值得指出的是在Petrel软件中，大规模的连通的裂缝可以被添加到3D模型空间中，然后使用DFN网
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