1. Eterogeneità: Le formazioni di scisto mostrano una notevole eterogeneità su più scale, dalle variazioni macroscopiche nella mineralogia e nella lettiera alle variazioni microscopiche nella struttura dei pori e nella distribuzione della materia organica. La rappresentazione accurata di queste eterogeneità in un modello numerico richiede dati di caratterizzazione dettagliati e tecniche di modellazione avanzate in grado di gestire geometrie complesse.
2. Fenomeni multiscala: Il flusso dei fluidi nello scisto avviene su varie scale di lunghezza, che vanno dal flusso su scala Darcy attraverso fratture interconnesse alla diffusione di Knudsen all'interno dei nanopori. Catturare questi fenomeni multiscala richiede approcci di modellazione multi-continuum o ibridi che colleghino diversi regimi di flusso.
3. Effetti geomeccanici: Le formazioni di scisto sono altamente sensibili ai cambiamenti nella pressione dei pori e nelle condizioni di stress, portando a complesse interazioni geomeccaniche che influenzano il comportamento del flusso dei fluidi. La modellazione accurata di questi effetti geomeccanici richiede capacità di simulazione idromeccanica abbinate.
4. Flusso multifase: Le formazioni di scisto spesso contengono più fasi fluide, tra cui acqua, petrolio e gas. La modellazione del flusso multifase in questi sistemi implica un comportamento di fase complesso, interazioni interfacciali e relazioni di permeabilità relativa.
5. Struttura dei nanopori: La struttura dei pori su scala nanometrica dello scisto influenza in modo significativo il comportamento del flusso dei fluidi, in particolare per i serbatoi di idrocarburi non convenzionali. La modellazione del trasporto di fluidi nei nanopori richiede approcci specializzati che tengano conto delle forze superficiali, degli effetti di confinamento e dei meccanismi di flusso non Darcy.
6. Limiti dei dati: Ottenere dati rappresentativi e di alta qualità per le formazioni di scisto è impegnativo a causa della loro natura complessa e dell’accessibilità limitata. La scarsità di dati accurati sulle proprietà petrofisiche, sulla struttura dei pori e sulle interazioni fluido-roccia ostacola la calibrazione e la validazione dei modelli numerici.
Nonostante queste sfide, i progressi nei metodi computazionali, le tecniche di caratterizzazione migliorate e gli sforzi di ricerca collaborativa stanno migliorando continuamente la nostra capacità di modellare il flusso dei fluidi nelle formazioni di scisto. Affrontando queste sfide, possiamo acquisire una migliore comprensione dei meccanismi di trasporto dei fluidi, ottimizzare il recupero degli idrocarburi e mitigare gli impatti ambientali associati allo sviluppo dello shale.
