Para comprender el efecto de la diferencia de presión de desplazamiento en la capacidad de flujo de fase gaseosa en diferentes tipos de reservorios, y para determinar la presión de producción razonable para cada tipo, se tomaron como objeto de estudio los reservorios principales de tipo II y III de areniscas compactas del grupo Xujiahe en el campo gasífero Danfeng. Con la ayuda de la resonancia magnética nuclear, se realizaron experimentos de desplazamiento de gas por agua en muestras de roca compacta de ambos tipos bajo diferentes diferencias de presión de desplazamiento, analizando el impacto de esta presión en la capacidad de flujo de fase gaseosa de ambos tipos de reservorios. Los resultados muestran que el grado de influencia de la diferencia de presión varía entre los reservorios tipo II y III. En las muestras del tipo II, las características del flujo de fase gaseosa están principalmente afectadas por la diferencia de presión de desplazamiento: mientras mayor sea la diferencia, mayor es la capacidad de flujo, afectando principalmente la capacidad de flujo en los pequeños cuellos de poro; en las muestras del tipo III, las características del flujo gaseoso están influenciadas no solo por la diferencia de presión, sino también por la estructura porosa del reservorio; la capacidad máxima de flujo gaseoso se alcanza cuando la diferencia de presión se acerca a la presión capilar del reservorio. Por lo tanto, para las areniscas compactas de diferentes tipos en el campo gasífero Danfeng, se debe utilizar la presión de producción óptima para mantener el flujo de gas en su estado óptimo.

flujo bifásico gas-agua; resonancia magnética nuclear; estructura microporosa; gas compacto; grupo Xujiahe