A baixa capacidade de transporte de areia dentro das fraturas do fluido de fraturamento com CO2 de baixa viscosidade e o comportamento elevado de perda limitam a extração de petróleo e gás em reservatórios não convencionais. Para resolver essas desvantagens, foi estabelecido um modelo numérico acoplado fluido-sólido com base nos parâmetros geológicos de reservatórios de baixa permeabilidade e parâmetros do fluido de fraturamento de CO2, explorando o efeito das condições do reservatório no comportamento de perda do fluido de fraturamento de CO2, na reologia do fluido e na sedimentação do agente de sustentação. Os resultados indicam que o aumento da viscosidade pode reduzir significativamente o comportamento de perda do fluido de fraturamento de CO2, e a redução da perda melhora a capacidade de expansão das fraturas; ao mesmo tempo, o CO2 de alta viscosidade reduz significativamente a taxa de sedimentação do agente de sustentação, o que é crucial para a migração e ampliação da área de influência do agente de sustentação dentro das fraturas do reservatório; além disso, a teoria da rede tridimensional na dinâmica molecular microscópica pode justificar a razoabilidade dos resultados experimentais mencionados. Os resultados podem servir como referência para a exploração de recursos de petróleo e gás de folhelho em reservatórios não convencionais e para o avanço da tecnologia de fraturamento com CO2.

extração de petróleo e gás; expansão de fraturas; estimulação de reservatórios; fraturamento com CO2; modelo acoplado fluido-sólido