El flujo por segmentos es un tipo de flujo común en la distribución del medio de flujo bifásico de gas y agua en tramos inclinados de reservorios de gas de esquisto. Monitorear el estado dinámico del flujo por segmentos bifásico de gas y agua, invertir con precisión la distribución del medio gas-agua en el flujo por segmentos, y calcular con alta precisión la tasa de retención de agua en el pozo, son bases clave para guiar la evaluación cuantitativa precisa del monitoreo dinámico de producción de pozos de gas de esquisto. El estudio se basa en un experimento físico de simulación de flujo bifásico de gas y agua bajo una condición de inclinación del pozo de laboratorio de 60°. Se utilizaron aire y agua del grifo para la simulación, cubriendo condiciones experimentales con flujos totales de 50, 100, 200, 300, 400, 500 m³/d, y humedades de entrada de 0, 10%, 20%, 80%, 90%, 100%. Basándose en la monitorización dinámica de fluidos gas-agua en el pozo usando la herramienta de matriz de capacitancia (Capacitance Array Tool, CAT), y combinando las características dinámicas del flujo por segmentos bifásico de gas y agua en pozos inclinados con la respuesta del CAT, se definió el método para identificar la distribución del medio en flujo por segmentos, y se estableció el modelo de caracterización del flujo por segmentos bifásico de gas y agua en pozos inclinados. Para el cálculo de la tasa de retención de agua, se propuso un nuevo método: para el tramo líquido, se usó la metodología de peso del área con proyección radial en el punto medio; para el tramo gaseoso, se empleó la interpolación radial gaussiana y el ajuste elíptico; finalmente, combinando la estructura completa de la unidad de segmento, se calculó la tasa de retención media del segmento mediante promedio ponderado. El método desarrollado para calcular la tasa de retención de agua en flujo por segmentos fue comparado con métodos existentes, comparando las características de distribución del medio en el tramo gaseoso según diferentes métodos de inversión. Los resultados mostraron que el error relativo calculado con el método de promedio ponderado, método de peso de área equipotencial radial, método de peso de área con proyección radial en punto medio y el método desarrollado están básicamente dentro del 20%, con el error relativo para el método de promedio ponderado entre -3.14% y 14.10%; para el método de peso de área equipotencial radial entre -1.77% y 16.68%; para el método de peso de área con proyección radial en punto medio entre -8.57% y 10.41%, con un error relativo promedio de 4.55%; y para el método desarrollado entre -8.10% y 9.43%, con un error relativo promedio de 3.99%. Combinando la aplicación del procesamiento de datos de monitoreo de la suite múltiple de matriz de producción (Multiple Array Production Suite, MAPS) de perfiles de producción en pozos reales de la cuenca de Sichuan, se demostró que el modelo de cálculo de tasa de retención de agua en condiciones de flujo por segmentos desarrollado puede caracterizar con precisión la dinámica del flujo bifásico gas-agua en pozos inclinados de gas de esquisto y apoyar eficazmente la evaluación dinámica de la producción de pozos de gas de esquisto.

Pozos de gas de esquisto; flujo bifásico gas-agua; flujo por segmentos; inversión de distribución del medio; tasa de retención de agua