La faible capacité de transport de sable à l'intérieur des fissures des fluides de fracturation CO2 à faible viscosité et le comportement élevé de perte limitent l'exploitation des hydrocarbures dans les réservoirs non conventionnels. Pour résoudre ces inconvénients, un modèle numérique couplé fluide-sol a été établi en tenant compte des paramètres géologiques des réservoirs à faible perméabilité et des paramètres des fluides de fracturation CO2, explorant l'influence des conditions du réservoir sur le comportement de perte des fluides CO2, leur rhéologie et la sédimentation des agents de soutènement. Les résultats montrent qu'une augmentation de la viscosité réduit significativement la perte des fluides CO2, et cette réduction améliore la capacité d'expansion des fissures ; en même temps, un CO2 à haute viscosité réduit considérablement la vitesse de sédimentation des agents de soutènement, ce qui est crucial pour le déplacement et l'augmentation de la portée des agents de soutènement dans les fissures du réservoir ; en outre, la théorie des réseaux tridimensionnels dans la dynamique moléculaire microscopique justifie la validité des résultats expérimentaux susmentionnés. Ces résultats peuvent servir de référence pour l'exploitation des ressources pétrolières et gazières de schistes non conventionnels et les avancées technologiques en fracturation CO2.

exploitation pétrolière et gazière; expansion des fissures; stimulation du réservoir; fracturation CO2; modèle couplé fluide-sol