Los yacimientos de baja permeabilidad generalmente se desarrollan mediante pozos de fracturamiento, y este proceso de desarrollo implica un flujo bifásico de petróleo y agua. Actualmente, los estudios sobre la capacidad de producción de pozos de fracturamiento se centran principalmente en el flujo monofásico. Basándose en la anisotropía del reservorio, el gradiente de presión de arranque y el flujo bifásico en los pozos de fracturamiento, utilizando cálculos numéricos y teoría de flujo, se presenta un método para predecir la producción de pozos de fracturamiento con flujo bifásico de petróleo y agua en yacimientos de baja permeabilidad, y se compara con datos de campo para validar la precisión del método. El estudio muestra que: con una saturación constante de agua, a medida que aumenta la capacidad de conducción de las fracturas, la producción de petróleo del pozo fracturado aumenta, pero la tasa de aumento disminuye con la capacidad de conducción. La capacidad de conducción de fracturas aumentada incrementa la producción acumulada de petróleo, pero cuando la capacidad supera 0,4 μm²·m, la tasa de aumento se ralentiza. Al aumentar la longitud de las fracturas, la resistencia al flujo y penetración del fluido disminuye, incrementando la producción. Cuanto mayor es la diferencia en permeabilidad (es decir, mayor heterogeneidad plana), menor es la producción del pozo fracturado y peor el efecto del desarrollo por inyección de agua. Este estudio proporciona soporte teórico para la optimización de fracturamiento en pozos desarrollados con inyección de agua.

yacimientos de baja permeabilidad;flujo bifásico de petróleo y agua;pozos de fracturamiento;capacidad de producción;capacidad de conducción de fracturas