El entorno geológico de las capas de carbón profundas presenta "alta tensión terrestre, alta temperatura del reservorio, baja permeabilidad" y características estructurales complejas, lo que conduce a diferencias significativas en el estado de almacenamiento de gas y el mecanismo de migración en comparación con las capas de carbón superficiales. Los simuladores numéricos comerciales convencionales a menudo se basan en un modelo de doble medio simplificado, lo que dificulta describir con precisión la sensibilidad compleja del estrés y la dinámica de flujo multifásico en las capas profundas durante el proceso de producción, lo que provoca una gran desviación entre los resultados de la simulación y los datos de producción reales. Para abordar este problema, se desarrolló un método de simulación numérica eficiente aplicable a las características del gas de capa de carbón profundo para lograr una caracterización precisa de la producción de gas, producción de agua, presión de fondo y composición de producción de un pozo individual. Basado en las características geológicas e ingeniería de las capas profundas de carbón, se construyó un modelo numérico acoplado completo que considera un medio cuasi triple (porosidad de matriz, microfisuras, grandes fracturas), competencia de adsorción-desorción de gas multicomponente (CH₄, CO₂, etc.), difusión multiescala, flujo bifásico de gas-agua y efectos de contracción/deformación de la matriz de carbón y roca. Se seleccionó el pozo típico de gas de carbón profundo JS6-7P01 en el bloque Daning-Jixian de la cuenca de Ordos como caso para ajuste histórico y análisis. En cuanto al rendimiento algorítmico, mediante la comparación del desempeño computacional en diferentes entornos de computación, bajo condiciones de computación paralela en CPU de 4 núcleos y 8 núcleos, este método solo aumentó el tiempo de cálculo en 0.1~0.2 h en comparación con los métodos de simulación desacoplados o simplificados convencionales, y el número de iteraciones de Newton y de iteraciones lineales solo aumentó un 10.5%. En cuanto a la precisión del ajuste y el conocimiento geológico, el modelo realizó un ajuste histórico para el volumen de gas, volumen de agua, presión de fondo y variación de la fracción molar del CO₂ en el pozo JS6-7P01, con una tasa de ajuste histórico combinada del 92%. Basándose en los resultados de la simulación, el estudio cuantificó y calibró aún más la proporción de producción de gas libre y gas adsorbido durante el proceso de producción, aclarando las fuentes de contribución a la capacidad de producción del gas de carbón profundo; segmentó finamente las diferentes etapas del flujo de fluidos y utilizó las leyes de evolución de los "seis campos": campo de presión, campo de saturación, campo de desorción, campo de permeabilidad, campo de densidad de masa de adsorción de CO₂, campo de densidad de masa de adsorción de CH₄, para caracterizar las características de flujo en las capas de carbón profundas bajo la acción de acoplamiento multipropiedades.

Cuenca de Ordos; gas de capa de carbón profunda; acoplamiento multipropiedades; simulación numérica; eficiencia computacional; ajuste histórico