深层页岩气储层中裂缝水平井的流固耦合模拟

《Energy & Fuels》：Fluid–Solid Coupled Simulation of Fractured Horizontal Wells in Deep Shale Gas Reservoirs

页岩气多尺度储运与耦合模型研究：针对深页岩气应力变化显著问题，开发全流体-固体耦合模型，整合Langmuir吸附、Knudsen扩散等机制，验证有效，发现耦合效应提升产量，初始压力和基质孔隙率影响最大，非对称压裂最优，应力反转现象指导后续井部署。

　　

页岩气储层中存在多尺度的气体储存和传输空间。对于深层页岩气而言，由于孔隙压力的变化引起的应力变化更为显著；因此，在生产模型中必须仔细考虑流体-固体耦合的影响。在这项工作中，开发了一个完全考虑流体-固体耦合效应的模型，该模型系统地考虑了由于施加应力以及气体解吸导致的孔隙空间变化对水平裂缝井的影响。使用COMSOL Multiphysics中的有限元求解器，还整合了多种流动机制，包括朗缪尔等温吸附/解吸、克努森扩散、表面扩散和滑移效应。该模型通过解析解和现场生产数据进行了验证。分析了地质力学、地质和 hydraulic fracture（水力压裂）特性等不同参数对生产的影响。结果表明，尽管有效应力的增加会降低孔隙度和渗透率，但考虑克努森扩散和表面扩散可以提高基体渗透率。如果不考虑流体-固体耦合效应，累计产气量可能会被高估；而结合复杂流动机制的耦合效应可以提升总产量。在地质参数中，初始储层压力和基体孔隙度对生产起着最重要的作用。非对称的水力压裂几何形状能够获得最佳的生产性能。此外，识别出的裂缝区外的应力反转行为为确定重压裂和填充井的时机提供了理论指导。