才博畢國強何春明沈華程曉東

1.中國石油集團科學技術(shù)研究院；2.中國石油華北油田公司

人工裂縫復雜程度的壓裂液返排表征方法及應(yīng)用

才博1畢國強1何春明1沈華2程曉東2

1.中國石油集團科學技術(shù)研究院；2.中國石油華北油田公司

為評價非常規(guī)儲層體積壓裂后人工裂縫的復雜化程度，基于儲層基質(zhì)與壓裂液存在離子交換現(xiàn)象，分析返排液中鹽濃度差異的表示方法，建立了體積改造后返排液中鹽濃度的飽和度分布數(shù)學模型，分析了不同返排液中鹽濃度與裂縫復雜化特征關(guān)系。結(jié)果表明：壓后返排液中鹽濃度變化主要表現(xiàn)出“平穩(wěn)型”和“升高-平穩(wěn)型”，返排液初期流體主要以人工裂縫內(nèi)的單相流為主，返排液中鹽的濃度隨著返排量的增加而增加，達到一定返排率后，出現(xiàn)2種特征：一是平緩型特征，即返排液中鹽的濃度逐漸趨于平穩(wěn)，表明儲層改造后的人工裂縫與儲層基質(zhì)中的離子交換較少，人工裂縫趨向于單一裂縫為主的特征；二是升高-平穩(wěn)型特征，即返排液中鹽的濃度仍存在增加趨勢，表明改造后人工裂縫與儲層基質(zhì)產(chǎn)生大量離子交換，并且交換的體積較大，鹽濃度隨返排液量增大而增加的時間越長，表明人工裂縫的復雜化程度越高。經(jīng)現(xiàn)場應(yīng)用并結(jié)合微地震等試驗手段驗證表明，該方法可判別非常規(guī)油氣井壓后人工裂縫的復雜化程度，為進一步優(yōu)化體積壓裂設(shè)計提供參考。

體積壓裂；致密油氣藏；人工裂縫網(wǎng)絡(luò)；返排液；氯離子濃度；單相流；壓裂液

2006年，國外學者Mayerhofer第1次提出油藏的改造體積（Stimulated Reservoir Volume，簡稱SRV）這一概念［1］，2011年國內(nèi)學者吳奇對其進行了進一步的分析，提出體積改造新內(nèi)涵［2］。水平井多段體積改造技術(shù)促進了非常規(guī)致密油氣資源工業(yè)化開發(fā)并發(fā)揮出革命性的作用［3-4］，形成復雜人工裂縫網(wǎng)絡(luò)已成為體積壓裂技術(shù)的關(guān)鍵因素［5-7］，如何印證體積壓裂后的裂縫網(wǎng)絡(luò)成為國內(nèi)外學者關(guān)注的熱點，目前普遍采用的微地震手段存在著信噪比低、干擾強、工況受限及費用高等缺點。長期以來，壓裂液的返排一直是人們判斷地層壓后出油、出水液性特征關(guān)系的重要手段之一，返排液體中鹽的摩爾濃度的變化往往能夠反映儲層的一些特性，國內(nèi)外頁巖氣改造中，隨著時間推移，返排液中的鹽濃度往往差別較大，這些變化多因為壓裂液與巖石中礦物成分產(chǎn)生離子交換，而壓裂液與巖石直接接觸的人工裂縫就顯得更為重要，這也說明壓裂液礦化度的變化與人工壓裂裂縫的復雜程度存在一定的相關(guān)性。2005年Fisher等人利用映射技術(shù)創(chuàng)建網(wǎng)絡(luò)裂縫中各種人工裂縫參數(shù)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)之間的相關(guān)性［8］；2008年Medeiros采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析來表征裂縫網(wǎng)絡(luò)特征［9］，2010年又采用產(chǎn)量穩(wěn)態(tài)分析（RTA）和壓力穩(wěn)態(tài)分析（PTA）的方法分析裂縫的特征［10］；2013年Ghanbari提出一種利用返排過程中返排液礦化度的變化分析裂縫變化的簡化方法［11］。筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，建立人工裂縫和基質(zhì)中液體鹽濃度（氯離子濃度，下同）與壓裂液累計返排量數(shù)學公式，得出不同鹽濃度與人工裂縫寬度變化關(guān)系，通過人工裂縫、基質(zhì)流動與鹽濃度變化特征分析，建立返排過程中的人工裂縫寬度的表征數(shù)學模型。利用模型對現(xiàn)場施工井的壓后返排液進行分析，結(jié)合微地震技術(shù)得出裂縫復雜化的影響因素，為認識復雜裂縫特征及工藝優(yōu)化提供參考。

1 壓裂液返排特征分析

Flowback characteristics of fracturing fluid

非常規(guī)的致密油和頁巖氣一般采用水平井開發(fā)，每口井都采用大液量液體進行改造，以形成復雜裂縫系統(tǒng)提高壓后的產(chǎn)量［12-13］。而在非常規(guī)壓裂改造模式下，由于人工裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)中分支裂縫的存在，流體在壓裂后的流動增加了由分支裂縫向主裂縫流動的線性滲流模式，因此體積改造形成的復雜人工裂縫網(wǎng)絡(luò)的滲流模式應(yīng)為三線性流動模式，即對于形成復雜裂縫系統(tǒng)的流動［14］，在返排及生產(chǎn)中首先是主裂縫中的液體先返排出來，再由與主縫溝通較大的分支裂縫流出，隨著以上兩種裂縫的產(chǎn)出，微細裂縫及基質(zhì)的流動開始發(fā)揮作用，但如果形成的網(wǎng)絡(luò)裂縫中分支裂縫較少，那么流體的返排流動只表現(xiàn)出主裂縫和基質(zhì)向主裂縫的流動特征。上述原因?qū)е峦ǔＣ靠诰袎毫逊蹬乓褐宣}濃度的變化特征都不一樣，大量的實驗證實壓裂液返排中鹽濃度變化主要是由于壓裂液與巖石礦物成分存在大量的離子交換，因此壓裂液中鹽的濃度和累計產(chǎn)水量提供了與裂隙網(wǎng)絡(luò)體系結(jié)構(gòu)相關(guān)的重要信息，返排液體中鹽濃度的變化在一定程度上可以反映出裂縫的不同特征，對于不同的體積改造模式下的裂縫形態(tài)其流動的特征也不相同，反映地層流體產(chǎn)出特征的鹽的濃度的變化就能表示不同裂縫形態(tài)下的流動特性。

2 數(shù)學模型

Mathematical model

2.1 假設(shè)條件

Assumed conditions

假定流體流動滿足應(yīng)力-滲流耦合連續(xù)性方程、運動方程和狀態(tài)方程［15］。裂縫的擴展與延伸模型符合經(jīng)典的Perkins，Kern 和Norgren （PKN）與Khristianovic，Geertsma和Dekerk（KGD）理論模型，具體假設(shè)條件為：（1）油氣藏為均質(zhì)無限大且各向同性；（2）流動流體為牛頓流體；（3）不考慮地層溫度對裂縫內(nèi)流體的影響；（4）暫不考慮裂縫系統(tǒng)內(nèi)啟動壓力的影響；（5）流體流動中滿足達西定律，不考慮非達西效應(yīng)；（6）巖石的變形為彈性變形，不考慮巖石蠕變；（7）假設(shè)流體中鹽的運移是由基質(zhì)到裂縫，儲層中鹽的礦化度遠大于壓裂液的礦化度。

2.2 模型建立

Model establishment

利用Fick流體擴散定律來表示由基質(zhì)到裂縫流動方程一般認為儲層基質(zhì)中鹽的濃度是一個常數(shù)，而裂縫中鹽的濃度Cf遠遠低于基質(zhì)中鹽的濃度Cm，因此基質(zhì)與人工裂縫中鹽的濃度差可以利用下式近似處理。

因此式（1）可以簡化為

假設(shè)流體為兩相流體，含油飽和度方程為So=1-Sw，引入人工裂縫縫寬計算函數(shù)f（W），則人工裂縫內(nèi)的含水飽和度分布為

方程中右邊是個常數(shù)，因此方程的結(jié)果為

把式（7）代入式（5）中

因此人工裂縫寬度與返排液體中鹽濃度函數(shù)關(guān)系為

2.3 模型分析

Model analysis

利用上面模型，以第i條、i+1條和i+2條裂縫為單元分析裂縫尺寸與累計含水中鹽濃度的關(guān)系。由圖1可以得出第i條裂縫時，累產(chǎn)水為Wf，iAf，i，隨著第i+1級裂縫的產(chǎn)出，由于裂縫的寬度變小，單位體積內(nèi)鹽的濃度將增加，總產(chǎn)的水量表示為Wf，iAf，i+ Wf，i+1Af，i+1，第i+2級裂縫的產(chǎn)出，裂縫的寬度變得更窄，單位體積內(nèi)鹽的濃度增加幅度加大（圖2），因此，壓后返排液中鹽濃度變化主要表現(xiàn)出“平穩(wěn)型”和“升高-平穩(wěn)型”兩種主要特征，返排液初期流體主要以人工裂縫內(nèi)的單相流為主，返排液中鹽的濃度隨著返排量的增加而增加，達到一定返排率后，出現(xiàn)上述2種特征：（1）若返排液中鹽的濃度逐漸趨于平穩(wěn)即平穩(wěn)型特征，表明儲層改造后的人工裂縫與儲層基質(zhì)中的離子交換較少，人工裂縫趨向于單一裂縫特征為主；（2）若返排液中鹽的濃度仍存在增加趨勢即“升高-平穩(wěn)型”，則表明改造后人工裂縫與儲層基質(zhì)產(chǎn)生大量離子交換，并且交換的體積較大，鹽的濃度隨返排液量增大而增加的時間越長，表明人工裂縫的復雜化程度越高。因此累產(chǎn)水與鹽濃度變化可有效反映裂縫的復雜程度及裂縫的寬度變化情況，進而反映出裂縫的不同網(wǎng)絡(luò)特征。

圖1 三級裂縫體系示意圖Fig. 1 Schematic map of third-order fracture system

圖2 累計產(chǎn)水量與鹽濃度關(guān)系Fig. 2 Relationship of cumulative water production vs. salt concentration

3 礦場試驗

Field test

以X區(qū)塊低孔低滲致密儲層A、B兩口直井儲層改造為例，表1為儲層基本參數(shù)及施工數(shù)據(jù)。由于2口井屬同一區(qū)塊，因此儲層的基本參數(shù)相差不大；A井采用常規(guī)的改造方式，B井則采用大排量+縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向的改造技術(shù)，通過不同的施工方法壓后產(chǎn)量差別較大，B井的改造效果是A井的2.45倍。利用文中的模型對返排液進行分析對比，同時結(jié)合了2口井的微地震監(jiān)測結(jié)果，微地震表明B井的微地震范圍是A井2.4倍。2口井返排液中鹽濃度變化特征分析表明，A井返排液鹽濃度增加到一定值后呈現(xiàn)平穩(wěn)的趨勢，屬“平穩(wěn)型”，而B井的返排液鹽濃度呈現(xiàn)臺階式的上升特征，屬“升高-平穩(wěn)型”，說明B井出現(xiàn)了一定程度的縫網(wǎng)裂縫，改造的體積與范圍增大，效果更為突出（圖3），這與微地震的結(jié)論完全吻合，進一步證明本方法的可靠性。

表1 儲層基本參數(shù)和施工參數(shù)Table 1 Basic reservoir parameters and construction parameters

圖3 A井與B井返排液量與氯離子濃度變化關(guān)系Fig. 3 Relationship of chloride ion concentration vs. flowback volume of Wells A and B

4 結(jié)論與認識

Conclusions and understandings

（1）基于儲層基質(zhì)與壓裂液存在離子交換的普遍現(xiàn)象，分析了不同返排液中鹽濃度與裂縫復雜化特征關(guān)系，建立了人工裂縫返排液中鹽濃度的飽和度分布數(shù)學模型，提出了壓裂液返排過程中具有“平穩(wěn)型”和“升高-平穩(wěn)型”兩種類型特征?！捌椒€(wěn)型”表明人工裂縫與儲層基質(zhì)中的離子交換較少，反映人工裂縫趨向于單一裂縫特征為主；“升高-平穩(wěn)型”表明改造后人工裂縫與儲層基質(zhì)產(chǎn)生的離子交換較強，變化趨勢越多，裂縫特征越為復雜。

（2）通過現(xiàn)場返排液中鹽濃度（主要是氯離子濃度）變化對比了同一區(qū)塊2口井：結(jié)果表明采用不同的改造方式壓后返排液中氯離子濃度變化差異加大：采用常規(guī)的改造方式氯離子變化主要以平穩(wěn)型為主，裂縫較為單一；采用大排量+縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向的改造技術(shù)，呈現(xiàn)“升高-平穩(wěn)型”，反映裂縫較為復雜。該結(jié)果得到微地震監(jiān)測結(jié)果證實，對進一步優(yōu)化體積壓裂設(shè)計具有一定指導意義。

（3）利用壓裂液返排液中鹽濃度變化特征分析人工裂縫形態(tài)特征的方法是一個新的研究方向。本文初步建立了該類研究的基本方法和提出研究思路，并采用氯離子濃度變化來表征裂縫復雜特征，該方法更適用于儲層中鹽的礦化度遠大于壓裂液礦化度及油氣藏原始不含水的儲層，該類儲層鹽中氯離子濃度受壓裂液及地層水等影響少，濃度變化與返排率關(guān)系較為明顯，但對于低礦化度和含水率較高儲層，壓裂液與地層中離子交換后變化特征仍不明顯，采用氯離子濃度變化的表征方法存在一定多解性和不確定性，建議開展儲層礦物成分和其他排除干擾因素等的微量離子示蹤劑等探索研究，以不斷完善體積壓裂中人工裂縫復雜化程度的表征方法。

符號說明：

Symbol description:

Af，i為基質(zhì)與第i個裂縫的接觸面積，m2；Cf為裂縫中鹽的濃度，mol/m3；Cm為基質(zhì)中的鹽濃度，mol/m3；Cf，i為第i條裂縫中的鹽濃度，mol/m3；D為鹽的擴散系數(shù)，m2/s；f（Wf）為裂縫寬度分布函數(shù)；J為流體的擴散速率，mol/s；Lm為人工裂縫縫寬與基質(zhì)中某一點的距離，反映鹽濃度梯度變化特征，m；Np，w為壓裂液的返排率，%；Qw為累計產(chǎn)水量，m3；So為含油飽和度，%；Sw為含水飽和度，%；Vf為裂縫的總體積，m3；Wf為裂縫寬度，m；Δt為人工裂縫內(nèi)不同含水飽和度變化下的時間差，s。

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（修改稿收到日期 2016-12-14）

〔編輯 朱 偉〕

A characterization method on complexity degree of artificial fractures based on fracturing fluid flowback and its application

CAI Bo1, BI Guoqiang1, HE Chunming1, SHEN Hua2, CHENG Xiaodong2
1. CNPC Science and Technology Research Institute, Beijing 100083, China; 2. CNPC Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, Hebei, China

To evaluate the complexity degree of artificial fractures in unconventional reservoirs after volume fracturing, the method for representing the difference of salt concentration in flowback fluids was analyzed based on the phenomenon of ion exchange between reservoir matrix and fracturing fluids. Then, the mathematical model on the saturation distribution of salt concentration in flowback fluids after volume fracturing stimulation was developed. Finally, the relationships between the salt concentration of different flowback fluids and the complexity characteristics of fractures were analyzed. It is indicated that the salt concentration of flowback fluids after fracturing varies mainly in two patterns, i.e., steady type and rising-steady type. At the early stage, flowback fluids are dominantly existed in artificial fractures in the form of single phase flow, and the concentration of salt in flowback fluids increases with the increasing of flowback rate. When the flowback ratio reaches a certain number, two characteristics occur. One is the characteristic of steady type, i.e., the characteristic of artificial fractures tending to be simple fractures. In this pattern, the concentration of salt in flowback fluids approaches gradually to the steady value, indicating that the ion exchange between artificial fractures and reservoir matrix after reservoir fracturing stimulation decreases. The other is the characteristic of rising-steady type. And in this pattern, the concentration of salt in flowback fluidsstill rises, indicating that the ion exchange between artificial fractures and reservoir matrix is abundant after reservoir fracturing stimulation and the exchange volume is larger. The salt concentration rising period gets longer as the volume of flowback fluids increases, indicating that artificial fractures are more complex. Field application, combined with microseismic tests, demonstrates that this method can be used to discriminate the complexity degree of artificial fractures after the fracturing stimulation of unconventional oil and gas wells, and it provides the reference for optimizing the volume fracturing design further.

volume fracturing; tight oil and gas reservoir; artificial fracture network; flowback fluid; concentration of chloride ion; single phase flow; fracturing fluid

才博，畢國強，何春明，沈華，程曉東.人工裂縫復雜程度的壓裂液返排表征方法及應(yīng)用［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（1）：20-24.

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0020 – 05

10.13639/j.odpt.2017.01.004

:CAI Bo, BI Guoqiang, HE Chunming, SHEN Hua, CHENG Xiaodong. A characterization method on complexity degree of artificial fractures based on fracturing fluid flowback and its application［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 20-24.

國家科技重大專項“儲層改造關(guān)鍵技術(shù)及裝備”（編號：2016ZX05023）。

才博（1979-），2013年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)從事水力壓裂工藝技術(shù)研究與現(xiàn)場應(yīng)用工作，高級工程師。通訊地址：（065007）河北省廊坊市萬莊44號信箱。 E-mail：boocai123@126.com