Diante dos problemas de grandes diferenças interpoços no efeito de repouso, bem como da incerteza quanto à eficácia e temporalidade do repouso durante o desenvolvimento de reservatórios de petróleo de xisto por fraturamento hidráulico, foi estabelecido um modelo numérico integrado de fraturamento–repouso–produção que considera o fechamento das fraturas, a adsorção e substituição de óleo e água, bem como os efeitos sinérgicos da retenção do fluido de fraturamento. A confiabilidade do modelo foi verificada, explorando-se as leis de migração de óleo e água na formação durante o período de repouso após a fratura dos poços de petróleo de xisto e o tempo razoável de repouso. Os resultados da pesquisa indicam: ① A característica da migração de óleo e água na formação durante o repouso apresenta variações temporais por etapas, que podem ser divididas em três fases principais: fechamento das fraturas, adsorção-substituição e equilíbrio energético, estando também estreitamente relacionada à complexidade espacial das fraturas hidráulicas; ② Sob ação da adsorção capilar, a extensão adequada do tempo de repouso favorece a produção inicial do poço fraturado, mas o aumento da retenção do fluido de fraturamento na matriz também agrava os danos por interferência da fase oleosa. Combinando as regras de variação da produção acumulada de óleo, determinou-se que o tempo razoável de repouso é entre 30 a 45 dias; ③ Considerando a influência das condições reais no efeito do repouso, propôs-se usar “fraturamento + tempo de repouso” como indicador de otimização do repouso, melhorando a eficiência temporal e reduzindo as diferenças interpoços. O estudo propõe um método de avaliação do efeito do repouso em poços horizontais de fraturamento volumétrico e um processo de simulação, cujos resultados orientam a otimização do tempo razoável de repouso após fraturamento no petróleo de xisto.

petróleo de xisto;fraturamento volumétrico;tempo razoável de repouso;fechamento de fraturas;adsorção e substituição;simulação numérica