CN115510695B - 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法 - Google Patents

考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法 Download PDF

Info

Publication number
CN115510695B
CN115510695B CN202211478824.0A CN202211478824A CN115510695B CN 115510695 B CN115510695 B CN 115510695B CN 202211478824 A CN202211478824 A CN 202211478824A CN 115510695 B CN115510695 B CN 115510695B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracture
pressure
flowback
fracturing fluid
proppant
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202211478824.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115510695A (zh
Inventor
王继伟
曲占庆
郭天魁
陈铭
刘晓强
吕明锟
郝彤
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202211478824.0A priority Critical patent/CN115510695B/zh
Publication of CN115510695A publication Critical patent/CN115510695A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115510695B publication Critical patent/CN115510695B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
    • G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

本发明公开一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，属于油气田开发技术领域，包括如下步骤：步骤S100，确定关井期间的井底压力、井口压力；步骤S200，计算关井期间的毛管力，并确定关井时间；步骤S300，返排期间井口压力计算；步骤S400，支撑剂临界回流流速计算；步骤S500，计算井筒携砂临界流速；步骤S600，计算支撑剂沉降程度；步骤S700，根据所述支撑剂临界回流速度、所述井筒携砂临界流速以及支撑剂沉降程度，确定压裂液返排工作制度的优化设计。本发明解决了压后关井时间和返排工作制度的确定仍依赖于现场施工经验，缺乏客观准确的压后返排设计方法的问题。

Description

考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法。
背景技术
近年来，国内大部分油田进入开发中后期，而我国剩余资源量的60%以上是低渗透与非常规油气资源，老油田的稳产增产及低渗透致密储层的高效开发关乎国家能源安全保障。水力压裂技术是老油田升级改造和低渗致密油藏开发的重要措施，而压后压裂液返排作为其中的一个关键环节关系着压裂效果和压后增产状况。由于压裂液中含有一系列为了调节滤失和流变性能的化学添加剂，长时间滞留在地层中一定程度上会引起油藏的二次伤害，减弱压裂效果甚至导致压裂失败，需要尽可能快地完成返排。压裂液返排速度过快会影响支撑剂在裂缝内的运移沉降情况甚至导致支撑剂回流，降低裂缝的导流能力。另外，致密储层水力压裂中的压裂液渗吸现象也不容忽视。
现有技术中考虑到了防止支撑剂回流和快速返排减少伤害的目的，但是少有考虑压裂液渗吸影响的。有研究表明通过数值模拟研究发现支撑剂沉降程度超过60%后，裂缝的导流能力显著下降，因此支撑剂沉降程度同样应该作为一个压后返排设计的控制指标。虽然我们的返排设计目标是尽可能避免支撑剂回流，但是实际情况中总会有少量支撑剂回流进井筒，支撑剂在井底的聚集容易堵塞油气流体通道，此时就需要考虑井筒携砂问题，在进行压裂液返排时将井底的支撑剂携带出井底。另外，目前油气井水力压裂通常不再只有单段一段，而是多段依次施工，在进行返排设计时还需考虑分段压裂同时返排的情况。
目前，压后关井时间和返排工作制度的确定仍依赖于现场施工经验，缺乏客观准确的压后返排设计方法。
发明内容
因此，本发明所要解决的是如何提供一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，旨在解决上述问题。
为了实现上述目的，本发明提供一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，包括如下步骤：
步骤S100，确定关井期间的井底压力、井口压力；
步骤S200，计算关井期间的毛管力，并确定关井时间；
步骤S300，返排期间井口压力计算；
步骤S400，支撑剂临界回流流速计算；
步骤S500，计算井筒携砂临界流速；
步骤S600，计算支撑剂沉降程度；
步骤S700，根据所述支撑剂临界回流速度、所述井筒携砂临界流速以及支撑剂沉降程度，确定压裂液返排工作制度的优化设计。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S100包括：
步骤S110，建立考虑压裂液渗吸的储层基质的油水两相渗流控制模型；
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE002
；（1）
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE004
；（2）
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE006
；（3）
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE008
；（4）
步骤S120，根据式（1）至式（4），根据商差变换，整理得到油相压力的离散方程如下：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE010
；（5）
步骤S130，求解方程组（5）得到油相压力p0，并根据式（3）和式（4）计算得到水相压力pw和水相饱和度Sw；
步骤S140，根据达西渗流定律，以靠近裂缝的一层网格的水相压力计算各节点处的压裂液滤失速度，以可得到通过单个网格的滤失流量，并对其求和并乘以时间步长可得到一个时间步长内通过整个裂缝的压裂液滤失总体积为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE012
；（6）
步骤S150，根据拟三维裂缝闭合模型，得出压裂液返排和滤失过程中的裂缝闭合体积计算公式：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE014
;(7)
步骤S160，根据式（6）和式（7），计算得到关井期间的井口压力；
其中，kx为X方向据对渗透率；
ky为Y方向据对渗透率；
x为节点X坐标；
y为节点Y坐标；
kro为油相相对渗透率；
krw为水相相对渗透率；
p0为油相压力，MPa；
pw为水相压力，MPa；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
μ0为油相粘度，mPa·s；
φ为孔隙度；
S0为油相饱和度；
Sw为水相饱和度；
pc为毛管力， MPa；
ci,j为下层压力项扩散系数；
ai,j为左侧压力项扩散系数；
bi,j为右侧压力项扩散系数；
di,j为上层压力项扩散系数；
ei,j为中间压力项扩散系数；
fi,j为上一时步压力和边界条件合成项；
i为网格节点行号;
j为网格节点列号;
n代表第n个时步;
△Vl为裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³；
pf为井底压力，MPa；
pw,i为靠近裂缝的第一层网格上的水相压力，MPa；
h为压裂液滤失高度，m；
△y为y方向第一排网格的宽度，m；
lx,j为裂缝x方向第i个网格的长度，m；
△t为时间步长，s；
m为x方向网格数；
k为绝对渗透率，μm2;
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE016
;
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE018
；
△Vf为裂缝闭合体积，m³；
γ为泊松比，无因次；
E为杨氏模量，MPa；
ISIP为压裂停泵瞬间井口压力，MPa；
ph为井筒中液柱压力，MPa；
Hw为裂缝高度，m；
Hp为储层厚度，m；
Lp为停泵时刻的缝长，m。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，针对单段裂缝，所述步骤S160包括：
在不考虑液体的的压缩性，则关井期间裂缝闭合体积△Vf与裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失总体积△Vl相等，根据式（6）和式（7）对井底压力进行牛顿迭代计算出每一时步的准确的井底压力数值，减去井筒液柱压力即为关井期间的井口压力；
对于多段压裂，所述步骤S160包括：
对每个裂缝均计算出一个裂缝闭合体积和压裂液滤失体积，且满足体积平衡，公式如下：
△Vl,ic=△Vf,ic，（8）
其中，△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积，m³，ic=1,2,3……N；
当多段压裂为水平井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力是相同的，具体为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE020
；（9）
当多段压裂为直井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力满足如下：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE022
；（10）
其中，pf,N为第N个裂缝处的井底压力，MPa；
△Ph,N为垂直井第N个裂缝与第N-1个裂缝之间的井筒液柱压力，MPa；
联立式（8）、式（9）或（10）进行牛顿迭代计算多段压裂压后关井期间的井底压力，减去井筒液柱压力得到关井期间的井口压力。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S200包括：
计算压裂后储层毛管力，公式如下：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE024
;(11)
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE026
；（12）
根据式（11）和式（12）计算毛管力，当毛管力随时间变化的二阶导数小于等于第一预设阈值时，关井结束，并确定压后的关井时间；
其中，
pc为压裂后储层毛管力；
σ为油水截面张力，mN/m；
Swi为束缚水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
φ为孔隙度；
Sw为水相饱和度；
k为绝对渗透率，μm2。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S300包括：
在关井结束后，打开油嘴进行压裂液反排，根据过油嘴的伯努利方程及连续性方程可得到返排流速计算公式，然后对时间进行积分可得到时步内的压裂液返排体积：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE028
；（13）
根据体积平衡原理，返排期间裂缝的闭合体积等于压裂液滤失体积与压裂液返排体积之和，联立式（6）、（7）和（13）对井底压力进行牛顿迭代求解，得出每一时步下的井底压力值，减去井筒液柱压力即可得到返排期间的井口压力；
其中，△Vfb为压裂液返排体积，m3；
ρw为水相密度（返排液密度），kg/m3；
r为油嘴半径，m；
ξ为嘴损系数，无量纲；
R为井筒半径，m；
pf为井底压力，MPa。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，对于多段压裂返排过程，则全部裂缝的闭合体积应等于全部裂缝内的压裂液滤失体积与压裂液返排体积的和：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE030
；（14）
△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积；
△Vfb为压裂液返排体积，m3。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S400包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂发生回流的临界流速为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE032
；（15）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合，缝内支撑剂受裂缝挤压，发生回流的难度增大，此时的临界回流流速为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE034
；（16）
其中，
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE036
，CL为举升力系数，Cd是阻力系数，β取0.25；
a为作用在支撑剂上的闭合应力的作用方向；
ds为支撑剂的直径，m；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
δ为液膜系数，取值0.213×10-6；
hs为支撑剂距裂缝顶端的距离，m;
ρw为水相密度，kg/m3；
g为重力加速度；
ρl为液相密度，kg/m3；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
σ为油水截面张力，mN/m。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S500包括：
通过分析支撑剂颗粒在充满液体的垂直井筒中的受力行为，得到支撑剂颗粒保持静止时的流体流速，即井筒携砂临界流速：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE038
；（17）
根据不同倾角井筒的临界携砂流速对比实验，将倾斜井筒取多个特征倾角，将多个特征倾角井筒下的携砂流速与垂直井筒携砂流速进行关系拟合，得到水平井筒的携砂临界流速修正公式：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE040
；(18)
其中，vsc为井筒携砂临界流速；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3；
CD为曳力系数，对于固液流动取值0.45。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S600包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂会发生沉降，其沉降速度计算公式为：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE042
；（19）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合支撑剂不再发生沉降，计算支撑剂累计沉降距离与裂缝高度的比值作为支撑剂沉降程度：
Figure 100002_DEST_PATH_IMAGE044
(20)
其中，vs为颗粒沉降速度，m/s；
fl为非牛顿流体校正系数；
fc为砂浓度校正系数；
fw为壁面因子校正系；
K为流体稠度系数，Pa·sn，n为流体流性指数；
τc是流体松弛时间，s；
ηs为支撑剂沉降程度，%；
Hw为裂缝高度，m；
ts为累计沉降时间，s；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3。
优选地，在所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法中，所述步骤S700包括：
选择一个使返排流量小于缝内支撑剂临界回流流速的最大可选油嘴，且使当前油嘴下返排流量大于井筒携砂临界流速，若井筒携砂临界流速大于支撑剂临界回流流速，则在裂缝闭合前返排油嘴应优先满足小于支撑剂临界回流流速的条件，在裂缝闭合后返排油嘴应优先满足大于井筒携砂临界流速的条件；
随着压裂液返排的进行井口和井底压力会随之降低，返排流量也会降低，此时可以选择一个大一级的油嘴适当增大返排流量，记录此时的时间和井口压力，作为更换油嘴的参考节点；
其中，在裂缝闭合时需要计算支撑剂沉降程度，若支撑剂沉降程度小于等于60%，则裂缝闭合前的返排制度通过支撑剂沉降程度校核；若支撑剂沉降程度大于60%，则裂缝闭合前的返排制度未通过支撑剂沉降程度校核，需将当前返排制度中的返排油嘴统一增大一级，重新进行井底压力和裂缝闭合时支撑剂沉降程度的计算，直到通过支撑剂沉降程度校核。如此重复进行上述设计过程，直到井口压力降低至0.5MPa左右，得到完整的压后压裂液返排制度。
本发明具有如下有益效果：
本发明提出了一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度优化设计方法，实现油气井单段或多段压裂停泵后关井时间和压裂液返排油嘴更换制度的快速准确设计。以最短的关井时间充分发挥压裂液的渗吸作用，在尽可能避免支撑剂回流、减小支撑剂沉降和实现井筒携砂的原则下设计较大油嘴快速放喷，解决现场缺乏客观准确的压后返排设计方法的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明提供的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法一实施例的流程示意图。
本发明目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
具体实施方式
本发明实施例中术语“和/或”，描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。字符“/”一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。
本发明实施例中术语“多个”是指两个或两个以上，其它量词与之类似。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的各实施例进行详细的阐述。然而，本领域的普通技术人员可以理解，在本发明各实施例中，为了使读者更好地理解本发明而提出了许多技术细节。但是，即使没有这些技术细节和基于以下各实施例的种种变化和修改，也可以实现本发明所要求保护的技术方案。以下各个实施例的划分是为了描述方便，不应对本发明的具体实现方式构成任何限定，各个实施例在不矛盾的前提下可以相互结合相互引用。
本发明提供一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，包括如下步骤：
步骤S100，确定关井期间的井底压力、井口压力；
具体地，步骤S100包括：
步骤S110，根据油水两相渗流理论，建立考虑压裂液渗吸的储层基质的油水两相渗流控制模型；
Figure DEST_PATH_IMAGE046
；（1）
Figure DEST_PATH_IMAGE048
；（2）
Figure DEST_PATH_IMAGE050
；（3）
Figure DEST_PATH_IMAGE052
；（4）
步骤S120，根据式（1）至式（4），根据商差变换，整理得到油相压力的离散方程如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE054
；（5）
具体地，步骤S120采用IMPES方法（即隐式求解压力，显式求解饱和度）求解上述偏微分方程组，经过差商变换，整理得到关于油相压力的离散方程式（5）。
式（5）中的系数项是与储层物性及网格划分相关的常数。需要说明的是，式（5）为一系列方程组的简写。
步骤S130，求解方程组（5）得到油相压力p0，并根据式（3）和式（4）计算得到水相压力pw和水相饱和度Sw；
步骤S140，根据达西渗流定律，以靠近裂缝的一层网格的水相压力计算各节点处的压裂液滤失速度，以可得到通过单个网格的滤失流量，并对其求和并乘以时间步长可得到一个时间步长内通过整个裂缝的压裂液滤失总体积为：
Figure DEST_PATH_IMAGE056
；（6）
步骤S150，根据拟三维裂缝闭合模型，得出压裂液返排和滤失过程中的裂缝闭合体积计算公式：
Figure DEST_PATH_IMAGE058
;(7)
步骤S160，根据式（6）和式（7），计算得到关井期间的井口压力；
针对单段裂缝，所述步骤S160包括：
在不考虑液体的的压缩性，则关井期间裂缝闭合体积△Vf与裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失总体积△Vl相等，根据式（6）和式（7）对井底压力进行牛顿迭代计算出每一时步的准确的井底压力数值，减去井筒液柱压力即为关井期间的井口压力。
对于多段压裂，所述步骤S160包括：
对每个裂缝均计算出一个裂缝闭合体积和压裂液滤失体积，且满足体积平衡，公式如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE060
，（8）
其中，△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N（以裂缝为N个裂缝为例）；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积，m³，ic=1,2,3……N；
当多段压裂为水平井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力是相同的，具体为：
Figure DEST_PATH_IMAGE062
；（9）
当多段压裂为直井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力满足如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE064
；（10）
其中，其中，pf,N为第N个裂缝处的井底压力，MPa；
△Ph,N为垂直井第N个裂缝与第N-1个裂缝之间的井筒液柱压力，MPa；
对于多段压裂压后关井期间的井底压力，需要联立式（8）、式（9）或（10）进行牛顿迭代计算多段压裂压后关井期间的井底压力，减去井筒液柱压力得到关井期间的井口压力。
其中，kx为X方向据对渗透率；
ky为Y方向据对渗透率；
x为节点X坐标；
y为节点Y坐标；
kro为油相相对渗透率；
krw为水相相对渗透率；
p0为油相压力，MPa；
pw为水相压力，MPa；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
μ0为油相粘度，mPa·s；
φ为孔隙度；
S0为油相饱和度；
Sw为水相饱和度；
pc为毛管力， MPa；
ci,j为下层压力项扩散系数；
ai,j为左侧压力项扩散系数；
bi,j为右侧压力项扩散系数；
di,j为上层压力项扩散系数；
ei,j为中间压力项扩散系数；
fi,j为上一时步压力和边界条件合成项；
i为网格节点行号;
j为网格节点列号;
n代表第n个时步;
△Vl为裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³；
pf为井底压力，MPa；
pw,i为靠近裂缝的第一层网格上的水相压力，MPa；
h为压裂液滤失高度，m；
△y为y方向第一排网格的宽度，m；
lx,j为裂缝x方向第i个网格的长度，m；
△t为时间步长，s；
m为x方向网格数；
k为绝对渗透率，μm2;
Figure DEST_PATH_IMAGE066
;
Figure DEST_PATH_IMAGE068
；
△Vf为裂缝闭合体积，m³；
γ为泊松比，无因次；
E为杨氏模量，MPa；
ISIP为压裂停泵瞬间井口压力，MPa；
ph为井筒中液柱压力，MPa；
Hw为裂缝高度，m；
Hp为储层厚度，m；
Lp为停泵时刻的缝长，m。
步骤S200，计算关井期间的毛管力，并确定关井时间；
压裂液渗吸作用主要发挥在关井期间，且渗吸依靠毛管力进行，而随着压裂液的渗吸，毛管力逐渐降低。结合井口压力计算中的压裂液油水两相滤失模型，根据修正的Corey方程（柯西方程）计算压裂后储层毛管力的公式。
所述步骤S200包括：
计算压裂后储层毛管力，公式如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE070
;(11)
Figure DEST_PATH_IMAGE072
；（12）
根据式（11）和式（12）计算毛管力，当毛管力随时间变化的二阶导数小于等于第一预设阈值时，关井结束，并确定压后的关井时间；
其中，
pc为压裂后储层毛管力；
σ为油水截面张力，mN/m；
Swi为束缚水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
φ为孔隙度；
Sw为水相饱和度；
k为绝对渗透率，μm2。
在早期，毛管力较大，渗吸作用明显，应该进行关井，使其充分发挥渗吸的作用；而后毛管力逐渐减小，渗吸作用变弱，关井时间结束。通过计算毛管力随时间变化的二阶导，毛管力小于等于第一预设阈值时（第一预设阈值取1×10-8-1×10-6，具体数值应根据具体储层性质确定）时作为关井结束的信号，从而确定压后关井时间。
步骤S300，返排期间井口压力计算；
所述步骤S300包括：
在关井结束后，打开油嘴进行压裂液反排，根据过油嘴的伯努利方程及连续性方程可得到返排流速计算公式，然后对时间进行积分可得到时步内的压裂液返排体积：
Figure DEST_PATH_IMAGE074
；（13）
根据体积平衡原理，返排期间裂缝的闭合体积等于压裂液滤失体积与压裂液返排体积之和，联立式（6）、（7）和（13）对井底压力进行牛顿迭代求解，得出每一时步下的井底压力值，减去井筒液柱压力即可得到返排期间的井口压力；
其中，△Vfb为压裂液返排体积，m3；
ρw为水相密度（返排液密度），kg/m3；
r为油嘴半径，m；
ξ为嘴损系数，无量纲；
R为井筒半径，m；
pf为井底压力，MPa。
对于多段压裂返排过程，需要满足体积平衡，则全部裂缝的闭合体积应等于全部裂缝内的压裂液滤失体积与压裂液返排体积的和：
Figure DEST_PATH_IMAGE076
；（14）
△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积；
△Vfb为压裂液返排体积，m3。
需要说明的是，针对直井多段压裂或水平井多段压裂情况分别加入式（9）和式（10）作为限定条件，对井底压力进行牛顿迭代求解，减去井筒液柱压力即得到多段压裂情况时压后返排期间的井口压力。
步骤S400，支撑剂临界回流流速计算；
所述步骤S400包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂发生回流的临界流速为：
Figure DEST_PATH_IMAGE078
；（15）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合，缝内支撑剂受裂缝挤压，发生回流的难度增大，此时的临界回流流速为：
Figure DEST_PATH_IMAGE080
；（16）
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE082
，CL为举升力系数，Cd是阻力系数，β取0.25；
a为作用在支撑剂上的闭合应力的作用方向；
ds为支撑剂的直径，m；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
δ为液膜系数，取值0.213×10-6；
hs为支撑剂距裂缝顶端的距离，m;
ρw为水相密度，kg/m3；
g为重力加速度；
ρl为液相密度，kg/m3；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
σ为油水截面张力，mN/m。
对于多段压裂情况，应分别计算每段裂缝的临界回流速度，取其中的最小值作为最终进行返排制度设计的指标。
步骤S500，计算井筒携砂临界流速；
所述步骤S500包括：
通过分析支撑剂颗粒在充满液体的垂直井筒中的受力行为，得到支撑剂颗粒保持静止时的流体流速，即井筒携砂临界流速：
Figure DEST_PATH_IMAGE084
；（17）
根据不同倾角井筒的临界携砂流速对比实验，将倾斜井筒取多个特征倾角（把倾斜段井筒分为0°、30°、45°和75°四个特征倾角），将多个特征倾角井筒下的携砂流速与垂直井筒携砂流速进行关系拟合，得到水平井筒的携砂临界流速修正公式：
Figure DEST_PATH_IMAGE086
；(18)
其中，vsc为井筒携砂临界流速；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3；
CD为曳力系数，对于固液流动取值0.45。
井筒携砂临界流速可作为压后压裂液返排制度设计的另一指标。
步骤S600，计算支撑剂沉降程度；
所述步骤S600包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂会发生沉降，其沉降速度计算公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE088
；（19）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合支撑剂不再发生沉降，计算支撑剂累计沉降距离与裂缝高度的比值作为支撑剂沉降程度：
Figure DEST_PATH_IMAGE090
(20)
其中，vs为颗粒沉降速度，m/s；
fl为非牛顿流体校正系数；
fc为砂浓度校正系数；
fw为壁面因子校正系；
K为流体稠度系数，Pa·sn，n为流体流性指数；
τc是流体松弛时间，s；
ηs为支撑剂沉降程度，%；
Hw为裂缝高度，m；
ts为累计沉降时间，s；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3。
步骤S700，根据所述支撑剂临界回流速度、所述井筒携砂临界流速以及支撑剂沉降程度，确定压裂液返排工作制度的优化设计。
根据式(13)可以看出，返排流量大小受返排油嘴控制和井底压力的控制，结合支撑剂临界回流流速、井筒携砂临界流速和支撑剂沉降程度计算模型可进行压裂液返排工作制度的优化设计。
具体的设计方法，包括：
首先选择一个使返排流量小于缝内支撑剂临界回流流速的最大可选油嘴，并保证当前油嘴下返排流量大于井筒携砂临界流速，若井筒携砂临界流速大于支撑剂临界回流流速，则在裂缝闭合前返排油嘴应优先满足小于支撑剂临界回流流速的条件，在裂缝闭合后返排油嘴应优先满大于井筒携砂临界流速的条件。随着压裂液返排的进行井口和井底压力会随之降低，返排流量也会降低，此时可以选择一个大一级的油嘴适当增大返排流量，记录此时的时间和井口压力，作为更换油嘴的参考节点。值得注意的是在裂缝闭合时需要计算支撑剂沉降程度，若支撑剂沉降程度小于等于60%，则裂缝闭合前的返排制度通过支撑剂沉降程度校核；若支撑剂沉降程度大于60%，则裂缝闭合前的返排制度未通过支撑剂沉降程度校核，需将当前返排制度中的返排油嘴统一增大一级，重新进行井底压力和裂缝闭合时支撑剂沉降程度的计算，直到通过支撑剂沉降程度校核。如此重复进行上述设计过程，直到井口压力降低至0.5MPa左右，得到完整的压后压裂液返排制度。
上述压后关井时间及返排制度优化设计过程具体流程见图1。需要输入压裂储层的基础物性参数、压裂设计参数、裂缝参数及返排油嘴可选序列，作为优化设计程序的基础。首先计算关井期间井底压力、井口压力和毛管力，确定关井时间，然后根据支撑剂临界回流流速和井筒携砂临界流速选择合适的返排油嘴，计算返排期间的井底压力和井口压力，并进行裂缝闭合时的支撑剂沉降程度校核。
其中，需要说明的是油嘴的等级可以根据市面上售卖的油嘴尺寸而定，也可以根据实际需要设计。
实施例1
M87井，该井采用水平井分段多簇压裂，共压出25条垂直缝，该井的基础参数见表1，压后统一进行返排，利用本发明考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，得到关井时间和返排油嘴更换制度如表2所示，可为现场压后返排施工提供指导。取毛管力二阶导的阈值为1×10-7，确定关井时间为1370 min。压裂液返排阶段，在裂缝闭合前压裂液返排流量大于了支撑剂回流临界流速，这是由于裂缝闭合前支撑剂会一直沉降，如果保持裂缝闭合前返排流量小于支撑剂回流临界流速，将导致裂缝闭合时间延长，支撑剂沉降程度超过60%，因此选择了大一级的油嘴进行返排，以保证支撑剂沉降程度小于60%。裂缝闭合时间为5280 min，裂缝闭合后支撑剂不再发生沉降，计算可得到裂缝闭合时支撑剂沉降程度为53.5%。在裂缝闭合后，返排油嘴的设计满足返排流量小于支撑剂回流临界流速且大于井筒携砂临界流速。
表1 M87井返排优化设计基础参数表
参数 数值 参数 数值
储层深度/m 3278 井筒半径/m 0.062
储层渗透率/mD 15 压裂液密度/kg/m<sup>3</sup> 1070
岩石弹性模量/GPa 16 压裂液粘度/mPa.s 40（5）
岩石泊松比 0.258 支撑剂粒径/m 0.00065
裂缝半缝长/m 162 支撑剂密度/kg/m<sup>3</sup> 1480
裂缝平均高度/m 12 储层孔隙度 0.2
油水界面张力/mN/m 32 含水饱和度 0.6
瞬时停泵压力/MPa 28.13 裂缝闭合压力/MPa 52.54
表2 M87井压后返排制度表
实例 关井时间/min 返排油嘴/mm 更换油嘴时间/min 裂缝闭合时支撑剂沉降程度 井口压力/MPa
1 1370 2 1370 53.5% 25.35
2 1370 6 4280 53.5% 20.54
3 1370 7 10270 53.5% 12.86
4 1370 8 15910 53.5% 8.17
5 1370 9 18330 53.5% 4.92
6 1370 10 19830 53.5% 3.28
实施例2
M77井，该井深度为2380m，采取单段压裂，该井的基础参数见表3。利用本发明考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，得到关井时间和返排油嘴更换制度如表4所示，可为现场压后返排施工提供指导。取毛管力二阶导的阈值为5×10-7，确定关井时间为545 min。压裂液返排阶段，无论裂缝闭合前后，返排油嘴的设计均满足返排流量小于支撑剂回流临界流速且大于井筒携砂临界流速。裂缝闭合时间为2015 min，裂缝闭合后支撑剂不再发生沉降，计算可得到裂缝闭合时支撑剂沉降程度为32.4%，整个返排过程中支撑剂沉降程度没有超过60%的限度。
表3 M77井返排优化设计基础参数表
参数 数值 参数 数值
储层深度/m 2380 井筒半径/m 0.062
储层厚度/m 22 压裂液密度/kg/m<sup>3</sup> 1070
储层渗透率/mD 1 压裂液粘度/mPa.s 40（5）
岩石弹性模量/GPa 20.5 支撑剂粒径/m 0.0005
岩石泊松比 0.254 支撑剂密度/kg/m3 1480
储层原始压力/MPa 20 裂缝半缝长/m 162
储层孔隙度 0.14 裂缝平均高度/m 10
含水饱和度 0.38 瞬时停泵压力/MPa 19.81
油水界面张力/mN/m 32 裂缝闭合压力/MPa 39.66
表4 M77井压后返排制度表
实例 关井时间/min 返排油嘴/mm 更换油嘴时间/min 裂缝闭合时支撑剂沉降程度 井口压力/MPa
7 545 1.3 545 32.4% 18.56
8 545 2 1460 32.4% 16.49
9 545 4 2015 32.4% 14.72
10 545 6 3235 32.4% 5.24
11 545 8 3595 32.4% 1.94
实施例3
M73井，该井为一口垂直井，储层深度2320m至2750m，采用纵向分段压裂，共压出6条垂直缝，该井的基础参数见表5。压后统一进行返排，利用利用本发明考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，得到关机时间和返排油嘴更换制度如表6所示，可为现场压后返排施工提供指导。取毛管力二阶导的阈值为2×10-7，确定关井时间为790 min。压裂液返排阶段，无论裂缝闭合前后，返排油嘴的设计均满足返排流量小于支撑剂回流临界流速且大于井筒携砂临界流速。裂缝闭合时间为3470 min，裂缝闭合后支撑剂不再发生沉降，计算可得到裂缝闭合时支撑剂沉降程度为45.8%，整个返排过程中支撑剂沉降程度没有超过60%的限度。
表5 M73井返排优化设计基础参数表
参数 数值 参数 数值
井筒半径/m 0.062 压裂液密度/kg/m<sup>3</sup> 1050
储层渗透率/mD 1.8 压裂液粘度/mPa.s 5
岩石弹性模量/MPa 16500 支撑剂粒径/m 0.0005
岩石泊松比 0.245 支撑剂密度/kg/m<sup>3</sup> 1880
裂缝平均高度/m 16 裂缝平均半缝长/m 150
储层孔隙度 0.143 瞬时停泵压力/MPa 17.78
初始含水饱和度 0.34 裂缝闭合压力/MPa 36.89
表6 M77井压后返排制度表
实例 关井时间/min 返排油嘴/mm 更换油嘴时间/min 裂缝闭合时支撑剂沉降程度 井口压力/MPa
7 545 1.3 545 32.4% 18.56
8 545 2 1460 32.4% 16.49
9 545 4 2015 32.4% 14.72
10 545 6 3235 32.4% 5.24
11 545 8 3595 32.4% 1.94
显然，上述所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下，可以做出其它不同形式的变化或变动，都应当属于本发明保护的范围。

Claims (8)

1.一种考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤S100，确定关井期间的井底压力、井口压力；
步骤S200，计算关井期间的毛管力，并确定关井时间；
步骤S300，返排期间井口压力计算；
步骤S400，支撑剂临界回流流速计算；
步骤S500，计算井筒携砂临界流速；
步骤S600，计算支撑剂沉降程度；
步骤S700，根据所述支撑剂临界回流速度、所述井筒携砂临界流速以及支撑剂沉降程度，确定压裂液返排工作制度的优化设计；
其中，所述步骤S100包括：
步骤S110，建立考虑压裂液渗吸的储层基质的油水两相渗流控制模型；
Figure DEST_PATH_IMAGE002
；（1）
Figure DEST_PATH_IMAGE004
；（2）
Figure DEST_PATH_IMAGE006
；（3）
Figure DEST_PATH_IMAGE008
；（4）
步骤S120，根据式（1）至式（4），根据商差变换，整理得到油相压力的离散方程如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE010
；（5）
步骤S130，求解方程组（5）得到油相压力p0，并根据式（3）和式（4）计算得到水相压力pw和水相饱和度Sw；
步骤S140，根据达西渗流定律，以靠近裂缝的一层网格的水相压力计算各节点处的压裂液滤失速度，以可得到通过单个网格的滤失流量，并对其求和并乘以时间步长可得到一个时间步长内通过整个裂缝的压裂液滤失总体积为：
Figure DEST_PATH_IMAGE012
；（6）
步骤S150，根据拟三维裂缝闭合模型，得出压裂液返排和滤失过程中的裂缝闭合体积计算公式：
Figure DEST_PATH_IMAGE014
;(7)
步骤S160，根据式（6）和式（7），计算得到关井期间的井口压力；
其中，kx为X方向据对渗透率；
ky为Y方向据对渗透率；
x为节点X坐标；
y为节点Y坐标；
kro为油相相对渗透率；
krw为水相相对渗透率；
p0为油相压力，MPa；
pw为水相压力，MPa；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
μ0为油相粘度，mPa·s；
φ为孔隙度；
S0为油相饱和度；
Sw为水相饱和度；
pc为毛管力， MPa；
ci,j为下层压力项扩散系数；
ai,j为左侧压力项扩散系数；
bi,j为右侧压力项扩散系数；
di,j为上层压力项扩散系数；
ei,j为中间压力项扩散系数；
fi,j为上一时步压力和边界条件合成项；
i为网格节点行号;
j为网格节点列号;
n代表第n个时步;
△Vl为裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³；
pf为井底压力，MPa；
pw,i为靠近裂缝的第一层网格上的水相压力，MPa；
h为压裂液滤失高度，m；
△y为y方向第一排网格的宽度，m；
lx,j为裂缝x方向第i个网格的长度，m；
△t为时间步长，s；
m为x方向网格数；
k为绝对渗透率，μm2;
Figure DEST_PATH_IMAGE016
;
Figure DEST_PATH_IMAGE018
；
△Vf为裂缝闭合体积，m³；
γ为泊松比，无因次；
E为杨氏模量，MPa；
ISIP为压裂停泵瞬间井口压力，MPa；
ph为井筒中液柱压力，MPa；
Hw为裂缝高度，m；
Hp为储层厚度，m；
Lp为停泵时刻的缝长，m；
针对单段裂缝，所述步骤S160包括：
在不考虑液体的的压缩性，则关井期间裂缝闭合体积△Vf与裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失总体积△Vl相等，根据式（6）和式（7）对井底压力进行牛顿迭代计算出每一时步的准确的井底压力数值，减去井筒液柱压力即为关井期间的井口压力；
对于多段压裂，所述步骤S160包括：
对每个裂缝均计算出一个裂缝闭合体积和压裂液滤失体积，且满足体积平衡，公式如下：
△Vl,ic=△Vf,ic，（8）
其中，△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积，m³，ic=1,2,3……N；
当多段压裂为水平井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力是相同的，具体为：
Figure DEST_PATH_IMAGE020
；（9）
当多段压裂为直井多段压裂时，各段裂缝处的井底压力满足如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE022
；（10）
其中，pf,N为第N个裂缝处的井底压力，MPa；
△Ph,N为垂直井第N个裂缝与第N-1个裂缝之间的井筒液柱压力，MPa；
联立式（8）、式（9）或（10）进行牛顿迭代计算多段压裂压后关井期间的井底压力，减去井筒液柱压力得到关井期间的井口压力。
2.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S200包括：
计算压裂后储层毛管力，公式如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE024
;(11)
Figure DEST_PATH_IMAGE026
；（12）
根据式（11）和式（12）计算毛管力，当毛管力随时间变化的二阶导数小于等于第一预设阈值时，关井结束，并确定压后的关井时间；
其中，
pc为压裂后储层毛管力；
σ为油水截面张力，mN/m；
Swi为束缚水饱和度；
Sor为残余油饱和度；
φ为孔隙度；
Sw为水相饱和度；
k为绝对渗透率，μm2。
3.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S300包括：
在关井结束后，打开油嘴进行压裂液反排，根据过油嘴的伯努利方程及连续性方程可得到返排流速计算公式，然后对时间进行积分可得到时步内的压裂液返排体积：
Figure DEST_PATH_IMAGE028
；（13）
根据体积平衡原理，返排期间裂缝的闭合体积等于压裂液滤失体积与压裂液返排体积之和，联立式（6）、（7）和（13）对井底压力进行牛顿迭代求解，得出每一时步下的井底压力值，减去井筒液柱压力即可得到返排期间的井口压力；
其中，△Vfb为压裂液返排体积，m3；
ρw为水相密度（返排液密度），kg/m3；
r为油嘴半径，m；
ξ为嘴损系数，无量纲；
R为井筒半径，m；
pf为井底压力，MPa。
4.如权利要求3所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，对于多段压裂返排过程，则全部裂缝的闭合体积应等于全部裂缝内的压裂液滤失体积与压裂液返排体积的和：
Figure DEST_PATH_IMAGE030
；（14）
△Vl,ic为第ic个裂缝在裂缝闭合过程中压裂液滤失量，m³，ic=1,2,3……N；
△Vf,ic为第ic个裂缝的裂缝闭合体积；
△Vfb为压裂液返排体积，m3。
5.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S400包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂发生回流的临界流速为：
Figure DEST_PATH_IMAGE032
；（15）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合，缝内支撑剂受裂缝挤压，发生回流的难度增大，此时的临界回流流速为：
Figure DEST_PATH_IMAGE034
；（16）
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE036
，CL为举升力系数，Cd是阻力系数，β取0.25；
a为作用在支撑剂上的闭合应力的作用方向；
ds为支撑剂的直径，m；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
δ为液膜系数，取值0.213×10-6；
hs为支撑剂距裂缝顶端的距离，m;
ρw为水相密度，kg/m3；
g为重力加速度；
ρl为液相密度，kg/m3；
μw为压裂液粘度，mPa·s；
σ为油水截面张力，mN/m。
6.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S500包括：
通过分析支撑剂颗粒在充满液体的垂直井筒中的受力行为，得到支撑剂颗粒保持静止时的流体流速，即井筒携砂临界流速：
Figure DEST_PATH_IMAGE038
；（17）
根据不同倾角井筒的临界携砂流速对比实验，将倾斜井筒取多个特征倾角，将多个特征倾角井筒下的携砂流速与垂直井筒携砂流速进行关系拟合，得到水平井筒的携砂临界流速修正公式：
Figure DEST_PATH_IMAGE040
；(18)
其中，vsc为井筒携砂临界流速；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3；
CD为曳力系数，对于固液流动取值0.45。
7.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S600包括：
当井底压力大于裂缝闭合压力时，裂缝未闭合，缝内支撑剂会发生沉降，其沉降速度计算公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE042
；（19）
当井底压力小于裂缝闭合压力后，裂缝闭合支撑剂不再发生沉降，计算支撑剂累计沉降距离与裂缝高度的比值作为支撑剂沉降程度：
Figure DEST_PATH_IMAGE044
(20)
其中，vs为颗粒沉降速度，m/s；
fl为非牛顿流体校正系数；
fc为砂浓度校正系数；
fw为壁面因子校正系；
K为流体稠度系数，Pa·sn，n为流体流性指数；
τc是流体松弛时间，s；
ηs为支撑剂沉降程度，%；
Hw为裂缝高度，m；
ts为累计沉降时间，s；
ds为支撑剂的直径，m；
g为重力加速度；
ρs为支撑剂密度，kg/m3；
ρf为井筒内流体密度，kg/m3。
8.如权利要求1所述的考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法，其特征在于，所述步骤S700包括：
选择一个使返排流量小于缝内支撑剂临界回流流速的最大可选油嘴，且使当前油嘴下返排流量大于井筒携砂临界流速，若井筒携砂临界流速大于支撑剂临界回流流速，则在裂缝闭合前返排油嘴应优先满足小于支撑剂临界回流流速的条件，在裂缝闭合后返排油嘴应优先满足大于井筒携砂临界流速的条件；
随着压裂液返排的进行井口和井底压力会随之降低，返排流量也会降低，此时可以选择一个大一级的油嘴适当增大返排流量，记录此时的时间和井口压力，作为更换油嘴的参考节点；
其中，在裂缝闭合时需要计算支撑剂沉降程度，若支撑剂沉降程度小于等于60%，则裂缝闭合前的返排制度通过支撑剂沉降程度校核；若支撑剂沉降程度大于60%，则裂缝闭合前的返排制度未通过支撑剂沉降程度校核，需将当前返排制度中的返排油嘴统一增大一级，重新进行井底压力和裂缝闭合时支撑剂沉降程度的计算，直到通过支撑剂沉降程度校核。如此重复进行上述设计过程，直到井口压力降低至0.5MPa左右，得到完整的压后压裂液返排制度。
CN202211478824.0A 2022-11-24 2022-11-24 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法 Active CN115510695B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211478824.0A CN115510695B (zh) 2022-11-24 2022-11-24 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202211478824.0A CN115510695B (zh) 2022-11-24 2022-11-24 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115510695A CN115510695A (zh) 2022-12-23
CN115510695B true CN115510695B (zh) 2023-03-10

Family

ID=84513695

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202211478824.0A Active CN115510695B (zh) 2022-11-24 2022-11-24 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN115510695B (zh)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108021728A (zh) * 2016-10-28 2018-05-11 中国石油化工股份有限公司 一种压裂液返排制度的计算方法
CN112282721A (zh) * 2020-12-25 2021-01-29 成都创源油气技术开发有限公司 一种页岩气水平井压裂后压裂液返排制度优化设计方法
CN113836767A (zh) * 2021-09-18 2021-12-24 中国石油大学(华东) 一种页岩油储层压后关井时间的优化方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111950175B (zh) * 2020-07-10 2023-03-14 中国石油大学(华东) 一种油井压裂后压裂液放喷工作制度自动优化方法
CN112112609B (zh) * 2020-09-14 2022-04-05 西南石油大学 一种实现气藏压后返排油嘴尺寸调控的方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108021728A (zh) * 2016-10-28 2018-05-11 中国石油化工股份有限公司 一种压裂液返排制度的计算方法
CN112282721A (zh) * 2020-12-25 2021-01-29 成都创源油气技术开发有限公司 一种页岩气水平井压裂后压裂液返排制度优化设计方法
CN113836767A (zh) * 2021-09-18 2021-12-24 中国石油大学(华东) 一种页岩油储层压后关井时间的优化方法

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Fracturing-Fluid Flowback Simulation with Consideration of Proppant Transport in Hydraulically Fractured Shale Wells;Fei Wang 等;《2020 American Chemical Society》;20200414;全文 *
Optimization on fracturing fluid flowback model after hydraulic fracturing in oil well;Qu, Zhanqing 等;《Journal of Petroleum Science & Engineering》;20210323;摘要，正文第2.3节 *
气井压后测试制度动态优选技术及应用;乔智国 等;《油气井测试》;20100625;摘要，正文第1-3页 *
牛顿流体中的固体颗粒运动模型分析及应用;董长银 等;《中国石油大学学报(自然科学版)》;20171031;正文第1节 *
考虑压裂液渗吸的压后压裂液返排的数值模拟;王继伟 等;《深圳大学学报理工版》;20221119;摘要，正文第1-3节 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN115510695A (zh) 2022-12-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110056336B (zh) 一种页岩气缝网压裂施工压力曲线自动诊断方法
CN109653707B (zh) 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法
CN114048695B (zh) 一种基于返排数据的页岩气有效缝网体积反演方法
CN111236906B (zh) 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法
CN105160071B (zh) 一种适合气液同产水平井井下工况的判别方法
CN105893679A (zh) 低产水平井续流修正试井解释方法
CN112541287A (zh) 疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法
CN115879644A (zh) 一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法
CN109356566B (zh) 一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法
CN115510695B (zh) 考虑压裂液渗吸的压后关井时间及返排制度的设计方法
CN111810108B (zh) 一种页岩气水平井压后返排油嘴动态调整系统及方法
CN106761680A (zh) 一种化学降粘辅助螺杆泵举升稠油工艺的判断方法
CN109403957B (zh) 一种高压地层压力获取方法
CN115680584B (zh) 一种溢流介质为邻井注入水的关井套压快速预测方法
CN112324419A (zh) 一种基于压降曲线分析的裂缝参数反演及评价方法
CN111950175B (zh) 一种油井压裂后压裂液放喷工作制度自动优化方法
CN115749759B (zh) 油井压裂井筒出砂规律评价装置及评价方法
CN110847874A (zh) 一种压裂充填脱砂管柱及压裂充填脱砂方法
Snyder et al. Application of Buckley-Leverett displacement theory to noncommunicating layered systems
CN114757029B (zh) 海上长水平井α-β波多级降排充填施工模拟方法及系统
CN115270662A (zh) 一种欠饱和储层煤层气井生产边界定量预测的计算方法
CN111535747B (zh) 一种钻井窄窗口下套管防漏失方法
CN114817836A (zh) 一种深井超深井钻井液漏失类型诊断方法
CN208845127U (zh) 一种石油开采过程中水循环利用系统
CN112709547A (zh) 一种产水气井堵水时机的判别方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant