La simulación de la producción es un método importante para evaluar el efecto de estimulación de la refracción. Por lo tanto, se propone un modelo de simulación de la producción basado en el flujo de fluidos acoplado y la geomecánica en un triple continuo que incluye el kerógeno, una matriz inorgánica y una red de fracturas, teniendo en cuenta las características de flujo multiescala del gas de esquisto, la tensión inducida por la apertura de la fractura y el efecto elástico de los poros. Los complejos mecanismos de transporte debidos a la física múltiple, incluida la adsorción/desorción de gas, el flujo de deslizamiento, la difusión de Knudsen, la difusión superficial, la sensibilidad a la tensión y la capa de adsorción, se tienen plenamente en cuenta en este modelo. La permeabilidad aparente se utiliza para describir la física múltiple que se produce en la matriz. El modelo se valida utilizando datos de producción reales de un pozo horizontal de gas de esquisto y se aplica para predecir la producción y el porcentaje de aumento de la producción (PIP) tras la refracción. Se realiza un análisis de sensibilidad para estudiar los efectos del patrón de refracción, la conductividad de la fractura, la anchura del volumen del yacimiento estimulado (SRV), la longitud del SRV de las fracturas nuevas e iniciales y el tiempo de refracción sobre la producción y el PIP. Además, se estudian los efectos de la física múltiple en la permeabilidad de la matriz y la producción, y los efectos geomecánicos de la matriz y la fractura en la producción. La investigación muestra que los parámetros de diseño de la refracción tienen una importante influencia en el PIP. El efecto geomecánico es una causa importante de pérdida de producción, mientras que los efectos de deslizamiento y difusión en la matriz pueden compensar la pérdida de producción.
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