El desarrollo de gas de lutitas profundas mediante pozos horizontales puede aumentar la tasa de recuperación del gas de lutitas y facilitar la implementación de la fracturación, pero debido a que la estimación de la producción final estimada (Estimated Ultimate Reserve, EUR) de los pozos de gas está significativamente influenciada por las características de las fracturas naturales, y el mecanismo de influencia aún no está claro, es urgente realizar un análisis cuantitativo. Mediante el establecimiento de un modelo incrustado de fracturas discretas de flujo bifásico de gas-agua en reservorios de gas de lutitas profundas, teniendo en cuenta de manera integral el ángulo entre las fracturas naturales y el pozo, la capacidad de conducción de las fracturas artificiales, así como la longitud y el tipo de fracturas naturales en el EUR del pozo de gas, se utilizó el método de diferencias finitas para resolver el modelo de flujo establecido, explorando así el mecanismo de influencia de las características de las fracturas naturales en el EUR del pozo. Los resultados muestran que cuando el ángulo medio entre las fracturas naturales y el pozo es de 30° a 45°, el EUR del pozo es máximo; y la sensibilidad del EUR a este ángulo aumenta con la capacidad de conducción de las fracturas artificiales y la longitud de las fracturas naturales; además, el desarrollo general de fracturas en red es mejor que el de fracturas en bandas.

Modelo incrustado de fracturas discretas; gas de lutitas profundas; fracturas naturales; simulación numérica