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Previous issue date: 2015-11-19 === Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (Capes) === In this work a new multiscale computational model is developed to describe with accuracy the hydrodynamics in shale gas reservoirs. The multiscale model is constructed exploring the multimodal shale pore size distribution characterized by three distinct levels of porosity (nanopores, micropores and fractures) and four di erent length scales: nano, micro, meso and macro. At the nanoscale, gas adsorption in the organic matter is modeled using the Thermodynamics of Inhomogeneous Gases. Adsorbed gas and nanopres are homogenized forming the organic aggregates, which together with the inorganic phase (clay, calcite, quartz) and micropores constitute the porous medium at the microscale. Micropores are considered partially saturated by immobile water with dissolved and free gas movement ruled by Fickian di usion and Darcy's ow with higher apparent permeability induced by the slippage mechanism at the pore wall and Knudsen di usion. Mass exchange
between free and dissolved gas phases is computed invoking local thermodynamical
equilibrium with equality between gas fugacities in both phases. At the mesoscale,
the multiphase system is treated as an overlaying continuum, forming the shale matrix, where ow takes place towards the hydraulic fracture network. The coupling between gas
ow in shale matrix and fractures gives rise to the mesoscopic model. In order to construct the macroscopic model, information from the ner scales is transfered to coarser scales through a formal homogenization procedure based on asymptotic expansions together with a reduced dimension technique, where fractures are treated as (n1)-interfaces (n = 2; 3), with average properties computed accross fracture aperture. Such development leads to a macroscopic model characterized by a new pressure equation in the shale matrix coupled through a source term with the hydrodynamics of gas ow in the hydraulic fractures. Nano and micro models are explored to numerically reconstruct constitutive laws for the e ective parameters on the new pressure equation: hydraulic conductivity and
storativity coe cient, the latter dependent on TOC (total organic content), water saturation, nano and micro porosities. The macroscopic model is discretized by the fi nite element method and numerical simulations of gas recovery processes using input data from existing formations are presented and compared with results found in the literature. === Neste trabalho desenvolvemos um novo modelo computacional multiescala
para descrever com acurácia a hidrodinâmica em reservatórios de gás em folhelhos.
O modelo multiescala é construido explorando a distribuição multimodal do
folhelho, caracterizado por três niveis distintos de porosidade (nanoporos, microporos e fraturas) e quatro escalas díspares de comprimento: nano, micro, meso e macro. Na escala nanoscópica, a presença de gás adsorvido na mat_eria orgânica é modelada através da Termodinâmica de Gases Confinados. O gás adsorvido é homogeneizado com o sólido orgânico dando origem aos agregados de querogênio que juntamente com a fase inorgânica (argila, calcita e quartzo) e os microporos compõe as múltiplas fases do folhelho na microescala. Nos microporos, que se encontram parcialmente preenchidos por água imóvel, o gás se encontra sob duas formas: dissolvido na fase aquosa e livre, com movimentos regidos respectivamente por difusão Fickiana e pela lei de Darcy com permeabilidade aparente aumentada devido ao deslizamento das moléculas de gás nas paredes do sólido e pela difusão
de Knudsen. A troca de massa entre o g_as livre e dissolvido na água é calculada postulando-se o equilíbrio termodinâmico local com igualdade entre as fugacidades do gás nas duas fases. Na mesoescala o sistema multifásico _e visto como um contínuo equivalente constituindo a matriz porosa, onde o gás percola durante a fase de produção em direção a rede de fraturas hidráulicas. O acoplamento entre as hidrodinâmicas na matriz e fraturas dá origem ao modelo mesoscópico. A transferência de informação proveniente das escalas inferiores para construção do modelo macroscópico é feita através de procedimento formal de homogeneização baseado em expansões assintóticas em conjunção com técnicas de redução de dimensão, onde as fraturas são tratadas como (n1)-interfaces (n = 2; 3), com propriedades médias computadas ao longo da sua abertura. O resultado dá origem a um novo
modelo macroscópico caracterizado por uma nova equação da pressão na matriz, acoplada via termo de fonte a hidrodinâmica que governa a percolação monofásica do gás nas fraturas hidráulicas. Os modelos nano e micro são explorados para reconstruir numericamente as leis constitutivas dos parâmetros efetivos da equação da pressão: condutividade hidráulica e coeficiente de armazenamento, este ultimo dependente do TOC (total organic content), saturação da _água e porosidades nano e micro. O modelo macroscópico é discretizado pelo método dos elementos finitos e simulações numéricas dos processos de recuperação do metano utilizando dados de campos reais são apresentados e comparados com resultados da literatura.
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