长宁区块页岩气压后返排规律分析
页岩气水平井生产规律
页岩气水平井生产规律郭建林1 贾爱林1 贾成业1 刘 成2 齐亚东1 位云生1赵圣贤3 王军磊1 袁 贺11. 中国石油勘探开发研究院2. 中国石油浙江油田公司3.中国石油西南油气田公司摘 要 随着我国页岩气开发工作的逐步深入和开发规模的不断加大，适时开展气井生产数据分析、评价已投产井生产规律是评价阶段开发效果和制订下一步开发部署的依据和保障。
为此，通过分析北美地区6个页岩气开发区块和我国国家级页岩气示范区长宁—威远区块、昭通区块的页岩气水平井生产数据，采用双曲—指数混合递减模型建立不同区块的归一化产量递减曲线，探讨了页岩气井初始产量的变化趋势和产量递减规律，并建立了页岩气水平井估算最终开采量（EUR）的快速评价方法。
研究结果表明：①在开发初期页岩气水平井平均初始产量均呈现逐年上升的趋势，而初始产量分布则存在着差异，而后，气井平均初始产量变化呈平台式，后期则呈逐年下降的趋势；②双曲—指数递减模型应用于中国和北美地区页岩气水平井的产量递减分析具有较好的适应性，同一区块不同批次的气井产量递减规律相似；③长宁区块前3年产量递减比例依次为55%、38%和33%，与北美地区Fayetteville区）块接近，威远区块生产初期产量递减比例依次为63%、 46%和37%，明显高于北美地区5个区块；④气井EUR与第1年累计产气量（Q1正相关，一般为Q的2～5倍，Woodford长宁区块与Barnett、Eagle Ford、Fayetteville和Haynesville区块相当，1而威远区块则相对较低。
关键词 页岩气 水平井 生产规律 初始产量 递减率 EUR 北美地区 中国国家级页岩气示范区DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.10.006Production laws of shale-gas horizontal wellsGuo Jianlin1, Jia Ailin1, Jia Chengye1, Liu Cheng2, Qi Yadong1,Wei Yunsheng1, Zhao Shengxian3, Wang Junlei1 & Yuan He1(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China;2. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023, China;3. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 10, pp.53-58, 10/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: With the gradual advancement of shale gas development and the continuous increase of development scale in China, analyzing the production data of gas wells appropriately and evaluating the production laws of in-service wells provides the basis and guarantee for the evaluation of interim development effects and the formulation of next development schemes. In this paper, the production data of the shale gas horizontal wells in six shale gas development blocks of North America and China's national shale gas demonstration areas (including Changning–Weiyuan Block and Zhaotong Block) were analyzed, and the normalized production decline curves were estab-lished for different blocks by virtue of the hyperbolic–exponential hybrid decline model. Then, the variation trends of initial production and decline rates of shale gas wells were discussed. Finally, a fast evaluation method for the estimated ultimate reserve (EUR) of shale gas horizontal well was developed. And the following research results were obtained. First, in the early stage of development, the average initial production of shale gas horizontal wells presents an increasing trend year after year, but the distribution of the initial production is different. Then, the average initial production of gas wells varies in a platform-like mode. And in the later stage, a trend of decline year after year occurs. Second, the hyperbolic–exponential hybrid decline model is better applicable to the production decline analysis of shale gas horizontal wells in China and North America. The gas wells put into production in different years in the same block are similar in pro-duction decline laws. Third, the production decrement of the Changning Block in the first three years is 55%, 38% and 33% respectively, which are close to that of Fayetteville Block in North America. Whereas, the production decrement of Weiyuan Block in the initial stage of production is 63%, 46% and 37% respectively, which are much higher than that of the 5 blocks in the North America. Fourth, the EUR of gas wells is positively correlated with the cumulative production of the first year (Q1), and it is generally 2–5 times the Q1.As for theKeywords:Shale gas; Horizontal well; Production law; Initial production; Decline rate; EUR; North America; National shale gas demon-stration area in China基金项目：国家科技重大专项“长宁—威远页岩气开发示范工程”（编号：2016ZX05062）、“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号：2017ZX05063）、“大型气田群开发模式与长期稳产技术对策”（编号：2016ZX05015-006）、“页岩气生产规律表征与开发技术政策优化”（编号：2017ZX05037-002）。
页岩气压裂返排液排放标准
页岩气压裂返排液排放标准
页岩气压裂返排液是指在页岩气生产过程中，通过压裂作业注入井下的水和化学添加剂混合物，在压裂后返回地表的流体。
由于返排液中可能含有一些化学物质、悬浮物和重金属等污染物，因此需要进行合理的排放管理。
具体的页岩气压裂返排液排放标准因国家和地区法规和政策而异，下面是一些常见的排放标准和要求：
水质标准：返排液中的水质应符合国家和地方的环境保护标准，如pH值、悬浮物、有机物、重金属等参数应在允许范围内。
化学物质限制：针对返排液中可能存在的化学添加剂，需要限制其浓度和种类，确保不会对环境和人体健康造成危害。
回收和处理要求：一些地区要求对返排液进行回收利用或处理，例如通过沉淀、过滤、膜分离等技术进行处理，以减少对水资源的消耗和污染。
监测和报告：运营商通常需要监测返排液的水质和化学成分，并定期报告给相关环境保护部门，以确保排放符合规定的标准。
页岩气压裂返排液回用外排技术研究
Ｓ ｔ ｕ ｄ ｙ ｏ ｎ Ｏｕ ｔ ｆ ｌ ｏ ｗ Ｔｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ｏ ｆ Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ Ｇａ ｓ Ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ Ｒｅ ｔ ｕ ｒ ｎ
Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ： ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｇ ａ ｓ；ｒ ｅ ｔ ｕ ｒ ｎ ｌ ｉ ｑ ｕ ｉ ｄ；ｒ ｅ ｕ ｓ ｅ；ｅ ｌｕ ｆ ｅ ｎ ｔ
页 岩 气 作 为 一种 清 洁 非 常 规 能 源 ，今 年 来 备 受 关 注 。我 国 四川威远 一长宁地区 、 重庆涪 陵地 区 已建成页岩气 开发示范区， 同时，天然 气 “ 十 三 五 ” 规 划 中 明 确 提 出 ，２ ０ ２ ０ 年 页 岩 气 产 量 将达 ３ ０ ０ 亿 ｍ ， 因页岩 气 储层 渗透 率 极低 （ １ ～ １ ０ － Ｓ ｍｄ ） ， 必 须 依 靠 压 裂 ， 气 体 才 能 畅 通 入 井 ， 但 压 裂 需 要 耗 费 大 量 水 资源 Ｂ － ２ ］ ，而 四川重庆境 内的页岩气开 发区块大 多处于崇 山峻 岭 之 中，水资源 匮 乏，生态环 境脆 弱，如何 对压裂 返排 液进 行有 效处理实现绿 色环保循 环利用 ，是 一项亟待解决 的难 题。 通 过对压 裂返排 液特 点分 析，通过 回用 及外排 技术探 讨 ，力 求寻找一种有效解 决山区压裂返排液处理技术 。 Ｉ 压 裂 返 排 液 特 点 分 析 四川重庆地 区页岩气 压裂液返排液具有 “ 三高 ”特点，即 化 学 需氧 量 （ Ｃ ＯＤ） 高 （ 重庆 ： ４ ５ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ， 四 川 ： ４３ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ） ；总 溶 解 性 固 体 （ Ｔ Ｓ Ｓ ）高 （ 重庆 ： ２ ６ Ｏ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ， 四 川 ： ２ ３ Ｏ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ） ， 总悬浮物含量 （ Ｔ Ｄ Ｓ ）高 （ 重庆： １ ６ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ， 四川： １ ４ ５ ０ ｍｇ ／ Ｌ ） ，其 次，总钡 含量、总镁 含量 指标 （ 均约 １ ６ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ）也较 高。压裂液返排 液成分复杂 。压裂 液一般包括 阻垢剂 降阻剂 等十几 种处 理剂 ，而这些 多为化 学类物 质 ，其 次返排 液 也会携 带地 层 中的一 些矿物 质 ，如酮类 、酚 类有 机物 、放 射 性物质等 。“ 三高 ”特点及组成 成分复杂性 决定采用常规污 水 处理 手段 ，效果 欠佳 。加 之 区块处 于 山区，交通 不便 ，返 排 液 处 理还 需 要 考 虑 场 地 、 经 济 等 问题 。 ２ 压裂返排液 回用处理技 术 回用 处理技 术一般 适合 外排标 准较 难达 到，且水 资源较 为 紧 张 的 地 区 。 目前 ， 国 外 压 裂 返 排 液 回 用 处 理 技 术 较 为 成 功 是 哈里伯 顿和威 立雅 公 司 ［ ３ 】 ，其 中 哈 里 伯 顿 技 术 对 总 悬 浮 物 和总铁 效果 比较 明显 （ 大于 ９ ９ ％） ，Ｈａ ｙ ｎ ｅ ｓ ｖ ｉ ｌ ｌ ｅ区块应 用 良 好 ；威立雅 公司技 术能够 同时进行化 学软化 和 Ｔ ＤＳ去 除，在 Ｍａ ｒ ｃ ｅ ｌ ｌ ｕ ｓ区块 应 用 ，处 理 速 度 跟 哈利 伯 顿 相 当 （ ４ ． ５ ｍ ／ ｍｉ ｎ ） 。 国 内重庆涪陵 区块采用“ 四步法 ” 回用 工艺 ， 即沉淀 一 除油 一 絮凝 一过滤，此种办法在前期返排量较少 的时候 比较实用 ； 四 川长 宁 一威远 区块 则采用 更为 简单 的回用 工艺 ，主 要依靠 清 水稀释 方 式 以达 到回用 水质要 求 ，此 方式不 能从根 本上 解决
长宁地区页岩气井出砂原因分析初探
长宁地区页岩气井出砂原因分析初探周小金;张帅;段希宇【摘要】目前长宁地区主体采用大通径桥塞分段压裂工具,压裂完成后不能实现井筒全通径.该地区页岩气井地层出砂较为普遍,除砂手段单一,只能通过连续油管井下冲砂来解除井筒堵塞,该项作业成本高,井下风险大.通过对页岩储层物性、页岩压裂模式、压裂液体系、返排制度适应性等分析表明,页岩气井地层出砂与储层岩石特征、大排量大液量滑溜水加砂压裂模式、压裂后返排制度有关,统计发现,页岩气井出砂量与该井胶液使用量存在一定的相关关系.提出了采用纤维防砂工艺、延长小直径油嘴排液时间、确保胶液在储层中彻底破胶等方式来防止和控制地层出砂,为后期页岩气井出砂防治、页岩气规模效益开发提供了技术支撑.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2018(041)004【总页数】3页(P63-65)【关键词】页岩气;夹持力;支撑剂回流;砂堆;长宁地区【作者】周小金;张帅;段希宇【作者单位】中国石油西南油气田公司页岩气研究院;页岩气评价与开采四川省重点实验室;中国石油西南油气田公司工程技术研究院;中国石油西南油气田公司页岩气研究院;页岩气评价与开采四川省重点实验室【正文语种】中文中国页岩气分布非常广泛，开发潜力巨大[1]，四川盆地页岩气资源量丰富，龙马溪组和筇竹寺组为最有利勘探开发层系，估算总资源量39.05×1012 m3。
页岩储层物性差，孔隙度低，渗透率极低，平台水平井分段压裂成为页岩气开发的关键技术。
经过多轮技术攻关，国内定型了埋深3 500 m以浅的页岩气主体压裂工艺：低黏滑溜水、100目石英砂+40/70目陶粒组合支撑剂、大排量、大液量、大砂量。
长宁地区目前采用闷井、分阶段控制、逐级放大的排采制度，在已排采的部分井中，出现了不同程度的地面出砂，地面出砂缩短了地面流程的使用寿命，增加了除砂作业成本及井下作业风险，影响了气井的正常生产。
防砂、治砂工作一直是常规气田开发工作者面临的难题。
长宁区块页岩气压后返排规律分析
长宁区块页岩气压后返排规律分析本文将针对长宁区块页岩气的压后返排规律展开深入分析，旨在揭示长宁区块页岩气的返排规律，为其开发提供科学依据。
一、长宁区块页岩气地质特征长宁区块位于我国西南地区，地处四川盆地，是我国页岩气资源丰富的地区之一。
长宁区块页岩气区域在构造和地质方面具有以下特点：1. 地质构造复杂：长宁区块地处川西坳陷北部，地质构造复杂，断裂发育，地质构造对页岩气的分布与聚集具有重要影响。
2. 页岩气富集区域明显：长宁区块页岩气富集区域主要分布在川西坳陷北部断裂带，页岩气资源富集明显，具有较大的开发潜力。
3. 储层特征复杂：长宁区块页岩气储层岩性复杂，含气性差异明显，具有多个气窗和气峰。
上述地质特征为长宁区块页岩气的勘探开发提供了丰富的资源基础，也为后续的压后返排规律分析提供了地质基础。
二、压后返排技术原理压后返排技术是页岩气勘探开发过程中的重要环节，其原理主要包括以下几个方面：1. 压裂作业：通过高压水射入页岩气井中，破碎岩石形成天然裂缝，增加天然气的渗透性和产能。
2. 压力释放：压裂后，必须释放地层中的压力，以减少岩石裂缝内的封闭气体，促进气体的产出。
3. 返排作业：压后返排是处理液污染、恢复岩石渗透性和监测井下地层压力的重要手段。
压后返排技术作为页岩气开发的重要环节，其规律分析对于确保页岩气的高效开采至关重要。
1. 压力释放与产能回落规律长宁区块页岩气的压力释放与产能回落规律是影响页岩气开发效果的重要因素。
在压力释放方面，长宁区块页岩气的地层地质构造复杂，断裂发育，裂缝间的封闭气体释放受到地质构造的制约，导致气体释放速度缓慢，需要较长时间才能达到理想状态。
而产能回落方面，长宁区块页岩气的产能随着开采时间的延长逐渐呈现出衰减的趋势，这与页岩气的非均质性、裂缝扩展和气体释放有关。
2. 地层压力变化规律长宁区块页岩气的地层压力变化规律受多方面因素的影响。
地层内部的岩石结构和裂缝扩展对地层压力的变化有着直接影响；地质构造对地层压力的分布和变化也具有重要影响，例如断裂带、褶皱和断层等地质构造在地层压力变化过程中扮演着重要的角色。
长宁区块页岩气概况
黑 色页 岩 ： 黑 色页 岩 主要 由有 机 质 与分 散 装得 黄铁矿 、 菱铁矿组成 ， 有机质含量在 ３ １ ０ ％ 之间。 黑
余５ １ ｍ均为深色页岩 。 出露 地层 奥 陶 系上 统五 峰组 （ ０ ３ ｗ） 双 河 剖 面显
示： 出露 地 层 均 为 黑 色 页岩 厚 度 为 ７ ～ １ ３ ｍ， 上 部 页
色页岩形成 于有机质 丰富而缺氧 的闭塞海湾 、 泻 湖、 湖泊深水 区、 欠补偿盆地及深水陆鹏等沉积环 境中 ， 是形成页岩气的主要岩石。 碳质 页岩 ： 炭质 页岩呈黑色 ， 染手 ， 灰分大 于 ３ ０ ％， 含 有大 量 已碳 化 的有机 质 ， 常含 有大 量职 务化
长宁—威远区块页岩气压后返排液精确计量技术研究
·５８·
钻 采 工 艺
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
２０１９年 ５月
Ｍａｙ２０１９
一般在 ７０℃ ～８０℃，部分井甚至高达 １００℃）、液体 黏度低（０．９～１．２ｍＰａ· ｓ）等 特 点，再 充 分 考 虑 设 备使用中的安全性及可靠性，确保流量计即使故障 也不会对系统中其他设备造成影响，从而在不影响 安全生产的前提下，页岩气应该使用涡轮流量计来 对返排液体进行精确计量，其主要优点有：①涡轮流
体积大、价格贵、安装要求高
超声波 安装便捷、对流体压力、温度、密度、黏度等物性参数不敏感
精度低、受环境影响大 （压裂、返排测试声音）
体积
电磁 涡轮
对流体压力、温度、密度、黏度等物性参数不敏感、精度较高
电导率很低及温度高的 液体不能测定
精度高、范围宽、重复性好、耐压性好、 耐腐蚀性强、安装便捷、操作简单
量计准确度高（准确度一般为 ±０．２％ ～±１．５％）； ②范围宽（最大和最小线形流量比一般为 ７∶１～１０ ∶１）。③重复性好（一般为 ０．０５％ ～０．２％）；④耐压 性好（仪表壳体采用不锈钢精加工）；⑤信号无损耗 传输；⑥耐腐蚀能力强。
页岩气井压后返排规律
页岩气井压后返排规律刘乃震;柳明;张士诚【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)003【摘要】页岩气藏通常都需要进行大规模的水力压裂才具有工业开采价值,但是页岩气井压后返排率普遍较低.针对这一问题,采用数值模拟和实验相结合的方法,研究了天然裂缝间距、裂缝导流能力、压裂规模、压力系数和关井时间等因素对返排的影响,并从机理上分析了页岩气井压后返排困难的原因.结果表明:返排率随天然裂缝间距、裂缝导流能力和压力系数的增加而增加,随压裂规模和关井时间的增加而减少;从微观机理进行分析,水通过毛细管自吸作用进入微裂纹,页岩基质中矿物颗粒间原有的氢键被羟基取代进而发生水化作用,造成新的微裂纹的产生和主裂缝的扩展,形成复杂的裂缝网络,使得大部分水难以返排,返排率低;对于页岩气井压裂,一般裂缝间距和裂缝导流能力较小、压裂规模很大,很大一部分注入水存在于比表面积极大、形态极为复杂的裂缝网络中,以致无法返排.结论认为:页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响,不应该刻意追求返排率;低返排率的页岩气井的产量一般较高.【总页数】5页(P50-54)【作者】刘乃震;柳明;张士诚【作者单位】中国石油集团长城钻探工程有限公司;中国石油集团长城钻探工程有限公司;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室【正文语种】中文【相关文献】1.页岩气井压后返排模式研究现状及认识 [J], 倪杰;李莉;赵哲军;杜洋2.页岩气井压后返排模式研究 [J], 兰沆源;李莉;刘俊凯;呼苏娟;;;;3.页岩气井返排规律及控制参数优化 [J], 韩慧芬;王良;贺秋云;杨建4.玛湖油田压后返排支撑剂回流规律研究 [J], 王丽荣;承宁;刘从平;陈进;潘元5.浅层页岩气井控压返排技术——以昭通国家级页岩气示范区为例 [J], 蒋佩;王维旭;李健;王飞;周雅琴;刘亚龙因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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长宁区块页岩气压后返排规律分析
作者：许清敏
来源：《科技风》2019年第28期
摘要：壓后返排是非常规页岩气储层大规模水力压裂中的重要环节，目前还没有成熟的页岩气藏压裂返排规律研究，通过现场施工数据统计分析长宁区块压后返排情况，得出了影响压后返排的工程因素，为下步页岩气高效开发奠定了基础。
关键词：压后返排;水力压裂;施工数据;工程因素
中图分类号：TE353 ;文献标识码：A
在页岩气水平井分段压裂施工中，压裂后的排采制度优化一直较为薄弱。
由于页岩气压裂用水量巨大，返排大都比较困难，因此研究页岩气压后返排规律研究，可以进一步提高返排率，从而提高页岩气产量，意义重大。
1 长宁区块与丁山区块排液求产情况对比
收集资料对比分析长宁区块与丁山区块典型井排液求产对比得出以下结论：
（1）放喷求产时间均较长，返排率相对都比较高。
（2）长宁页岩气藏物性比丁山区块好，大部分井压后产量相对较高。
（3）长宁区块放喷中压力、气产量、日排液量逐步下降趋势与丁山区块一致，总返排率差异不大。
2 礁石区块排液求产情况对比
收集资料统计礁石典型井与长宁区块排液情况对比可以看出：
（1）礁石区块返排率相对较低。
（2）礁石坝主体页岩气藏物性比长宁区块好，大部分井压后产量相对较高。
3 长宁区块返排情况分析
长宁区块页岩气井目的层为志留系龙马溪组，井型为水平井，一般井深4700m（垂深2500-2800m），水平段长1200-1500m。
求产试气均采用套管放喷，试气工作制度采用3mm-13mm油嘴不等，井口控制压力12-25MPa，试气平均返排率32.79%之间，测试气产量5-
35×104m3/d之间，具有压后各井排采特征差异较大，各井排采制度差异大特点。
龙马溪组为页岩气层，不出水，甲烷含量平均98.6%，为干气藏。
长宁区块龙马溪组页岩气压后返排作业模式为全井多段压裂并闷井结束，采用由小到大油嘴（3mm、4mm、5mm、6mm、7mm、8mm、9mm、10mm、11mm、12mm、13mm）进行压裂液返排和求产。
分析长宁H9-1井、长宁H9-2井等9口试气作业井开始排液至求产结束期间的阶段放喷排液产出情况统计和排液、求产期间的日产气、日产水、套压趋势，可以看出，经大型压裂施工，放喷初期随着油嘴逐渐增大，出液量及日产气呈递增趋势，中期当过渡为5mm-8mm油嘴排液求产时，产出液量逐渐减少，产出气量逐渐增加;后期进入9mm-13mm油嘴求产阶段，当产出气量及井口套压逐渐趋于稳定，产出液逐渐减少，甚至不出液。
从整体看，区块内大多数试气井，放喷初期产气、产水量波动大，累产液及气量差异大，返排率差异大（9口井返排率12%-21%，另31口井返排率7.28%-99.48%），但后期求产阶段产气量及井口套压均逐渐趋于稳定。
综合区块整体压裂液返排情况，分析压裂井总体返排率差异大。
长宁地区页岩气压后返排大致分为以下三个阶段：
返排初期：由于储层岩石破裂，人工裂缝形成，地层应力释放，返排液体驱动能量充足。
考虑闷井结束，裂缝闭合程度，采用小油嘴（3mm-6mm）控制返排速度，强制裂缝闭合，限制裂缝中的渗流速度，减小流体流动的阻力，避免缝口高砂比的支撑剂流入井筒。
该阶段排液时间主要集中在4-5d左右。
返排中期：随着应力逐渐减小，裂缝逐渐闭合，需要适当加大油嘴加速返排。
通常情况下，逐级加大油嘴，改用6-10mm±油嘴适当加快液体的返排速度，同时，放喷过程中应及时分析油压和产水量变化，随时调整并更换油嘴。
此阶段压裂液随着孔隙中的游离气和解吸附气形成气、液两相流动，不断带至地面。
返排后期：随着改造人工裂缝完全闭合，依靠支撑剂形成的渗流通道，压裂液逐渐聚集到井筒附近，该阶段主要使用10mm±以上尺寸油嘴快速降低井口压力，在大于气体的临界携液速度条件下，开始返排、测试求产一体化施工作业。
此阶段主要生产特征为：井口油压逐渐降低，每小时返排液量也呈现逐渐降低趋势，而气井最大日产气量往往出现在该阶段初期，随后出现一个相对稳产阶段（下降相对较为缓慢），后期日产量呈现长时间段的缓慢递减趋势，总体上该阶段产量下降快，高产期稳产期短。
4 返排率影响工程因素分析
（1）长宁区块施工井水平段长度主要集中在900m～1500m。
单井平均用液量36150m3，单井平均用砂量1580m3。
从9口井压裂用总液量（单井）与返排率关系可以看出，压裂规模主要集中在33500m3～38000m3之间，对应返排率主要集中在12-20%之间，二者之间呈正相
关对应关系，即压裂液用量越大，返排率越高。
压裂支撑剂用量主要集中在1100m3～1800m3之间，对应返排率主要集中在12-19%之间，二者之间整体呈正相关对应关系，即支撑剂用量
越大，裂缝网络越发达，导流能力越好，返排率越高。
（2）关井（扩散）时间。
长宁区块页岩气井接近70%的井闷井周期≤5d，闷井可以使压裂液充分破胶，降低携砂能力，减少支撑剂回流;[2]可使裂缝中平均压力降低，促进裂缝闭合。
从闷井周期与返排率关系，可以看出，闷井周期与返排率呈明显呈相关对应（线性）关系。
即压后闷井时间越长，返排率越高。
5 结论
不同的勘探区块，页岩气井返排并不遵循一个统一的规律，同时页岩气井压后返排率的高低受多种因素的影响，但不应刻意强调返排率，在不同构造情况下还需要进行不断的研究，探索不同的返排规律。
参考文献：
[1]蒋廷学，等.页岩气水平井分段压裂排采规律研究[J].石油钻探技术，2013（41）：21-22.
[2]刘乃震，柳明，等.页岩气井压后返排规律[J].天然气工业，2015（3）：51-52.
作者简介：许清敏（1973-），女，汉族，工程师，2016年毕业于中国石油大学，现主要从事试气测试方面工作。