1. Heterogeneidad: Las formaciones de esquisto exhiben una notable heterogeneidad en múltiples escalas, desde variaciones macroscópicas en mineralogía y estratificación hasta variaciones microscópicas en la estructura de los poros y la distribución de la materia orgánica. Representar con precisión estas heterogeneidades en un modelo numérico requiere datos de caracterización detallados y técnicas de modelado avanzadas que puedan manejar geometrías complejas.
2. Fenómenos multiescala: El flujo de fluido en el esquisto ocurre a través de varias escalas de longitud, que van desde el flujo en la escala de Darcy a través de fracturas interconectadas hasta la difusión de Knudsen dentro de nanoporos. Captar estos fenómenos multiescala requiere enfoques de modelado híbridos o multicontinuos que unen diferentes regímenes de flujo.
3. Efectos geomecánicos: Las formaciones de esquisto son altamente sensibles a los cambios en la presión de los poros y las condiciones de tensión, lo que lleva a interacciones geomecánicas complejas que afectan el comportamiento del flujo de fluidos. Modelar con precisión estos efectos geomecánicos requiere capacidades de simulación hidromecánica acopladas.
4. Flujo multifásico: Las formaciones de esquisto a menudo contienen múltiples fases fluidas, incluidas agua, petróleo y gas. Modelar el flujo multifásico en estos sistemas implica un comportamiento de fase complejo, interacciones interfaciales y relaciones de permeabilidad relativa.
5. Estructura de nanoporos: La estructura de poros a nanoescala del esquisto influye significativamente en el comportamiento del flujo de fluidos, particularmente en yacimientos de hidrocarburos no convencionales. Modelar el transporte de fluidos en nanoporos requiere enfoques especializados que tengan en cuenta las fuerzas superficiales, los efectos de confinamiento y los mecanismos de flujo no Darcy.
6. Limitaciones de datos: Obtener datos representativos y de alta calidad sobre las formaciones de esquisto es un desafío debido a su naturaleza compleja y accesibilidad limitada. La escasez de datos precisos sobre propiedades petrofísicas, estructura de poros e interacciones fluido-roca dificulta la calibración y validación de modelos numéricos.
A pesar de estos desafíos, los avances en los métodos computacionales, las técnicas de caracterización mejoradas y los esfuerzos de investigación colaborativa mejoran continuamente nuestra capacidad para modelar el flujo de fluidos en formaciones de esquisto. Al abordar estos desafíos, podemos obtener una mejor comprensión de los mecanismos de transporte de fluidos, optimizar la recuperación de hidrocarburos y mitigar los impactos ambientales asociados con el desarrollo de esquisto.
