El flujo preferencial es común en los suelos arcillosos o arcillosos expansivos, lo que implica que el agua se desvía de una gran parte de la matriz del suelo. Se utiliza un experimento de trazador de tinta y un modelo numérico para simular la escorrentía superficial y los patrones de flujo preferencial subsuperficial influidos por la red de fracturas del suelo de un sistema de ladera relativamente empinado (ángulo de inclinación igual a 10 grados). El resultado de los experimentos indica que una parte del agua se infiltra a través de las grietas, lo que provoca el retraso del tiempo inicial de escorrentía y la reducción de la descarga de la escorrentía superficial. El flujo de agua del suelo se produce principalmente en la matriz cuando la intensidad de las precipitaciones es baja. Con el aumento de las precipitaciones, el movimiento del agua del suelo puede adoptar la forma de un flujo preferente a través de las grietas. Además, la no uniformidad de la infiltración del agua del suelo y la profundidad de la infiltración media del agua aumentan a medida que aumenta la intensidad de la precipitación. Para ello, se estableció el modelo de acoplamiento completo utilizando el modelo superficie-matriz-fisuras (SMC) para simular el flujo de agua dentro de la fractura discreta, así como para simular el flujo de agua en la matriz del suelo basándose en el concepto de permeabilidad dual utilizando la ecuación tradicional de Richards. En este modelo se utilizó la "ley cúbica" del movimiento de fluidos en grietas dentro de placas paralelas lisas y la aproximación bidimensional de la onda de difusión a las ecuaciones de Saint-Venant con el término de momento ignorado (ecuaciones bidimensionales de aguas poco profundas). El modelo divide la infiltración del agua del suelo en dos formas y utiliza el método global para calcular el intercambio de agua entre las redes de grietas y las regiones de la matriz, así como el intercambio de agua entre la escorrentía superficial y el agua de infiltración. Los resultados indican que el modelo SMC tiene un mejor rendimiento en comparación con el modelo continuo equivalente tradicional cuando se utilizan esos modelos para simular el movimiento de la escorrentía superficial y el movimiento del agua del suelo en presencia de grietas.

Las fracturas rellenas con una monocapa de apuntalante desempeñan un papel importante en la red de fracturas hidráulicas. La predicción de la conductividad de estas fracturas es la base de la optimización de la red de fracturas. Sin embargo, se ha prestado poca atención a la conductividad de la monocapa de apuntalamiento. En la actualidad, no se conoce del todo el cambio de la conductividad bajo diversas condiciones. Por lo tanto, en este trabajo se simula la variación de la conductividad bajo diferentes condiciones. La reducción del tamaño de las partículas se calculó mediante los modelos analíticos existentes. La variación de la permeabilidad se calculó mediante dinámica de fluidos computacional (CFD) combinada con COMSOL Multiphysics. Se identificaron los factores que controlan la conductividad bajo una monocapa de apuntalante. Los resultados de la simulación indican que los parámetros elásticos, la presión de cierre y la distribución del apuntalante tienen una influencia significativa en la conductividad, mientras que los parámetros de fluencia, como la viscosidad de la roca y el tiempo, tienen una influencia limitada en la conductividad. Además, se analizaron los cambios en la permeabilidad, la porosidad y la tortuosidad con la variación del empotramiento. Los resultados indicaron que con un aumento del empotramiento, la permeabilidad y la porosidad disminuyen como se esperaba. La principal reducción (casi la mitad) se produce en el primer 20% de incrustación del apuntalante. Además, la permeabilidad de una sola partícula se desvía en gran medida de la predicción de la ecuación de Carman-Kozeny (CK). La tortuosidad de la partícula de apuntalante aumenta con la disminución del tamaño de la partícula debido al empotramiento. Se propone una modificación de la ecuación de Carman-Kozeny para abordar esta influencia.

Cuando la columna de colapso y sus rocas adyacentes en estructuras geológicas complejas son perturbadas por la minería, la migración concomitante de partículas finas, la pérdida de masa y la variación de la estructura porosa durante el proceso de filtración de agua en las rocas rotas son las causas inherentes a la activación de la columna de colapso y la entrada de agua. El estudio de las características variables en el tiempo de la tasa de pérdida de masa en el sistema dinámico de filtración de las rocas rotas es de importancia teórica para la prevención de la entrada de agua de las columnas de colapso. En este estudio, las pruebas de infiltración de la roca de barro rota se llevaron a cabo utilizando el método patentado de infiltración de la estación de bombeo, y se generalizó la función variable en el tiempo de la tasa de pérdida de masa. A continuación, se calcularon los coeficientes óptimos en la función de la tasa de pérdida de masa mediante el algoritmo genético. Por último, se calculó la tasa de pérdida de masa en el sistema dinámico de infiltración de las rocas rotas teniendo en cuenta el factor de aceleración mediante el método de elementos discretos de Lagrange. Los resultados mostraron que (1) la tasa de pérdida de masa se expresaba como una función exponencial dependiente del tiempo con su coeficiente relacionado con la porosidad, y sus características variables en el tiempo se veían afectadas por la gradación; (2) las curvas variables en el tiempo con exponentes de potencia Talbol inferiores a 0,6 tenían una etapa de cambio rápido y una etapa de cambio lento, mientras que las curvas variables en el tiempo con exponentes de potencia Talbol superiores a 0.6 tenían una etapa de cambio gradual inicial, una etapa de cambio rápido y una etapa de cambio lento; (3) en la etapa de infiltración temprana, la tasa de pérdida de masa disminuía con el aumento del exponente de potencia de Talbol; y (4) después de una infiltración prolongada, la tasa de pérdida de masa era cercana a cero y no estaba relacionada con el exponente de potencia de Talbol, y la estructura porosa en las rocas rotas permanecía estable con su porosidad cercana a un cierto valor estable.

Se investigó el efecto de la dimensión fractal (Df) en la determinación del volumen elemental representativo (REV) mediante experimentaciones numéricas, en las que se adoptó un nuevo método para extraer submodelos que tienen diferentes relaciones longitud-anchura a partir de redes de fracturas discretas (DFN) originales. Se simuló el flujo de fluidos en 1610 DFNs con diferentes características geométricas de las fracturas y relaciones longitud-anchura, y se calculó la permeabilidad equivalente. Los resultados muestran que la permeabilidad equivalente media (KREV) en el tamaño REV para DFNs aumenta con el incremento de Df. El KREV muestra una tendencia a la baja con el aumento de la relación longitud-anchura del submodelo. Se encuentra una fuerte relación funcional de exponente entre el tamaño REV y Df. El tamaño de REV disminuye con el aumento de Df. Con el aumento de la relación longitud-anchura de los submodelos, el tamaño de REV muestra una tendencia decreciente. Los efectos de la relación longitud-anchura y Df en el tamaño de REV pueden ser insignificantes cuando Df?1,5, pero son significativos cuando Df

El CO2 es un fluido muy prometedor para la perforación y la fracturación no acuosa, especialmente para la recuperación de gas de esquisto potenciada por el CO2. La fragilidad es una característica muy importante para evaluar la perforabilidad y la fracturabilidad. Sin embargo, no se han realizado muchos trabajos de investigación relevantes sobre la influencia del CO2 y de los fluidos basados en el CO2 en la fragilidad del esquisto. Por lo tanto, se llevaron a cabo una serie de pruebas de resistencia para obtener las características de tensión-deformación de la pizarra empapada en diferentes fases de CO2, incluyendo el CO2 subcrítico o supercrítico con formación de agua para diferentes intervalos de tiempo (10 días, 20 días y 30 días). Se establecieron dos ecuaciones constitutivas de daño basadas en la distribución de la función de potencia y en la distribución de Weibull para predecir la tensión umbral para las muestras de pizarra intacta y empapada. Según los resultados, las reacciones físicas y químicas durante la imbibición provocan reducciones de la resistencia axial máxima de las pizarras (20,79%~61,52%) y del módulo de Young (13,14%~62,44%). El modelo constitutivo basado en la distribución de Weibull con un valor de umbral de daño de 0,8 tiene una mejor concordancia con los experimentos que la del modelo constitutivo basado en la distribución de la función de potencia. El método de balance de energía junto con el modelo constitutivo basado en la distribución de Weibull se aplica para calcular los valores de fragilidad de las muestras con o sin remojo. La muestra de pizarra intacta tiene el mayor valor de BI, 0,9961, lo que está en consonancia con el alto porcentaje de minerales de fragilidad de las muestras de pizarra. Las interacciones CO2-NaCl-pizarra durante la imbibición disminuyen los valores de fragilidad. Entre las tres duraciones de remojo, los valores mínimos de fragilidad se dan en las muestras con 20 días de imbibición en soluciones subcríticas y supercríticas de CO2 NaCl y cuyas reducciones son de 2,08y 2,49%, respectivamente. La imbibición subcrítica/supercrítica de CO2 NaCl tiene un mayor efecto sobre la resistencia de la pizarra y el módulo de Young que sobre la fragilidad. La pizarra poco arcillosa sigue manteniendo un buen rendimiento de fractura después de la imbibición.

Los deslizamientos de tierra en los embalses son un tipo de riesgo geológico común en la zona de los embalses y podrían causar un riesgo significativo para el funcionamiento rutinario del embalse y de la central hidroeléctrica. Se ha aceptado que los deslizamientos de tierra en los embalses son inducidos principalmente por las variaciones periódicas del nivel del agua del embalse durante el proceso de embalse y de reducción. En este estudio, para comprender mejor las características de la deformación y los factores de control de los deslizamientos de tierra de los embalses, se llevó a cabo un programa de monitorización basado en múltiples parámetros en un deslizamiento de tierra de un embalse, el de Hongyanzi, situado en la zona del embalse de Pubugou, en el suroeste de China. Los resultados indicaron que se produjo una deformación significativa del deslizamiento de tierra durante el período de reducción; por lo demás, el deslizamiento permaneció estable. La razón principal de la deformación del deslizamiento de tierra del embalse es la generación de presión de agua de infiltración causada por el rápido aumento de la diferencia de nivel de agua dentro y fuera de la ladera. La influencia de las precipitaciones y del terremoto en la deformación del talud de Hongyanzi fue insignificante.

La predicción precisa de los procesos de transporte de solutos en un acuífero fracturado es una tarea importante no sólo para la gestión adecuada de las aguas subterráneas, sino también para el control de la contaminación. Una cuestión clave de esta tarea es cómo obtener con precisión los datos experimentales y analizar el transporte de solutos en la fractura en la hidrología del subsuelo, lo que nos ayudaría en gran medida a comprender el mecanismo de liberación y el transporte del soluto en una fractura. En este estudio, se realiza un experimento de fractura en un laboratorio basado en estudios anteriores. La fractura utilizada con una longitud de 60 cm y una anchura de 10 cm se sella con pegamento de vidrio para evitar la fuga del trazador debido a las paredes irregulares de la fractura. El soluto de cloruro de sodio (NaCl) se inyecta desde la izquierda de la fractura. Y a la derecha de la fractura se instala un sistema de control de la conductividad eléctrica. A continuación, se ajustan las curvas de avance (BTC) del transporte de soluto utilizando la ecuación clásica de advección-dispersión (ADE) y el modelo de función de ley de potencia de truncamiento (TPL) en el paquete del paseo aleatorio en tiempo continuo (CTRW). Los resultados muestran que el flujo satisface la ley no Darciana en las condiciones experimentales, que puede ajustarse mejor utilizando la ecuación de Forchheimer y la ecuación de Izbash. El transporte de solutos presenta fenómenos no fickianos y muestra una larga cola. Los resultados de ajuste del modelo TPL son mucho mejores que el ADE en el ajuste de la larga cola a tres velocidades de flujo diferentes. Además, el método de control de la conductividad eléctrica no sólo es eficaz, sino que también tiene la ventaja de no perturbar los campos de agua y concentración en una fractura.

Derivamos la red de fracturas discretas (DFN) de una sucesión de plataformas carbonatadas del Cretácico Inferior expuesta en el Monte Faito (Apeninos Meridionales), que representa un buen análogo de afloramiento de las unidades productivas coetáneas de la Plataforma Apuliana enterrada en los yacimientos de Basilicata. Se ha obtenido una distribución estocástica de las juntas mediante un muestreo a dos escalas diferentes de observación. A escala de afloramiento, medimos los atributos de las fracturas mediante líneas de exploración. A una escala mayor, extrajimos los atributos de las fracturas a partir de un modelo 3D. Este estudio multiescala mostró la aparición de un lecho de detención para las fracturas pasantes, que se caracteriza por una baja permeabilidad relativa, lo que determina una compartimentación vertical. El modelo DFN, obtenido integrando el trabajo de campo y la modelización numérica mediante el software 3D-Move®, muestra una relación bien definida de la permeabilidad y la porosidad de las fracturas con la conectividad relativa de la red de fracturas. Esta última está influida por la longitud y la apertura y, en menor medida, por la intensidad de la fractura. La distribución de la permeabilidad obtenida para nuestro análogo de afloramiento puede utilizarse para informar sobre la modelización de los yacimientos petrolíferos de Basilicata, aunque debe tenerse en cuenta la diferente historia de enterramiento entre la Plataforma de los Apeninos expuesta y la Plataforma de Apulia enterrada.

Para el problema de si el volumen elemental representativo (REV) obtenido en el flujo Darcy es también aplicable al caso del flujo no Darcy, se propone provisionalmente el estudio sobre el tamaño del REV en el flujo no Darcy. El concepto de REV en el flujo no darcy se basa en la definición de REV. De acuerdo con la determinación del REV en el flujo Darcy, la permeabilidad intrínseca k y el coeficiente no Darcy ? se utilizan simultáneamente para la determinación del REV en el flujo no Darcy. El elemento cohesivo de presión de poros (PPCE) se desarrolla con la subrutina en ABAQUS. A continuación, se construye el método de simulación del flujo Darcy y no Darcy en el macizo rocoso fracturado utilizando el PPCE. El plan propuesto se examina mediante la comparación con los resultados de las investigaciones existentes. Se valida que esta técnica es eficiente y precisa en la simulación del flujo Darcy y no Darcy en la masa de roca fracturada. En combinación con las redes de fracturas generadas por la técnica de simulación de Monte Carlo, el PPCE se aplica al estudio del tamaño de la REV. Se simulan las dos condiciones de flujo Darcy y no Darcy para compararlas. Los resultados de la simulación de este modelo muestran que el REV del flujo no-Darcy es inconsistente con el REV del flujo Darcy, y el REV del flujo no-Darcy es más significativo que el REV del flujo Darcy. Los tensores k de permeabilidad intrínseca obtenidos en el flujo Darcy y en el flujo no Darcy son básicamente los mismos.

El yacimiento petrolífero de Saertu de Daqing, en el noreste de China, ha entrado en la fase de desarrollo de corte de agua ultra alto. En este trabajo se aplica la simulación numérica para estudiar las características de la velocidad microscópica del fluido y la variación de las presiones de flujo en los poros del núcleo en la zona de Beier del yacimiento petrolífero de Saertu. Se ha analizado la relación entre la distribución del petróleo restante y las características de flujo microscópico del fluido en los poros. Los resultados del estudio muestran que, en el yacimiento con mayor heterogeneidad de tamaño de grano y garganta (correspondiente a un número de coordenadas elevado), las velocidades de flujo elevadas tienden a producirse en gargantas de poro relativamente más amplias con gran diferenciación de las velocidades de flujo. Los pasos dominantes se desarrollan en canales de alta capacidad, los flujos de desvío se crean en canales porosos grandes, y las islas aisladas se forman en canales porosos pequeños. La velocidad del flujo disminuye lentamente con una larga duración de la alta presión. Pocos poros son barridos por los fluidos inyectados con una baja eficiencia de barrido. El aceite restante microscópico se distribuye principalmente en estado de racimo. El contenido de petróleo remanente es más alto con una eficiencia de desplazamiento de petróleo más baja. Por el contrario, en el yacimiento con una heterogeneidad más débil de tamaño de grano y garganta (correspondiente a un número de coordenadas bajo), también se desarrollan altas velocidades de flujo en gargantas de poros relativamente más estrechas con poca diferenciación de velocidades de flujo. El desarrollo de flujos de desvío es más débil en canales porosos grandes. La velocidad de flujo disminuye rápidamente con una corta duración de la alta presión. Un mayor número de poros son barridos por los fluidos con una alta eficiencia de barrido. El petróleo restante se distribuye principalmente en estado de película fina en la superficie de los poros. El contenido de petróleo restante es menor con una mayor eficiencia de desplazamiento de petróleo.