La baja capacidad de transporte de arena dentro de las fracturas del fluido de fracturamiento CO2 de baja viscosidad y el alto comportamiento de pérdida limitan la explotación de petróleo y gas en yacimientos no convencionales. Para resolver estos inconvenientes, se estableció un modelo numérico acoplado fluido-sólido basado en parámetros geológicos de formaciones de baja permeabilidad y parámetros del fluido de fracturamiento CO2, explorando el efecto de las condiciones del yacimiento sobre el comportamiento de pérdida del fluido CO2, la reología del fluido y la sedimentación del agente soporte. Los resultados indican que un aumento en la viscosidad puede reducir significativamente la pérdida del fluido de fracturamiento CO2, y la disminución de la pérdida mejora la capacidad de expansión de las fracturas; al mismo tiempo, un CO2 de alta viscosidad reduce significativamente la velocidad de sedimentación del agente soporte, lo cual es crucial para la migración y expansión del agente soporte dentro de las fracturas del yacimiento; además, la teoría de redes tridimensionales en la dinámica molecular microscópica puede justificar la razonabilidad de los resultados experimentales anteriores. Los resultados pueden servir como referencia para la explotación de recursos de petróleo y gas de esquistos no convencionales y el avance en tecnologías de fracturamiento con CO2.

explotación de petróleo y gas; expansión de fracturas; estimulación del yacimiento; fracturamiento CO2; modelo acoplado fluido-sólido