人工裂缝复杂程度的压裂液返排表征方法及应用

才博毕国强何春明沈华程晓东

1.中国石油集团科学技术研究院；2.中国石油华北油田公司

人工裂缝复杂程度的压裂液返排表征方法及应用

才博1毕国强1何春明1沈华2程晓东2

1.中国石油集团科学技术研究院；2.中国石油华北油田公司

为评价非常规储层体积压裂后人工裂缝的复杂化程度，基于储层基质与压裂液存在离子交换现象，分析返排液中盐浓度差异的表示方法，建立了体积改造后返排液中盐浓度的饱和度分布数学模型，分析了不同返排液中盐浓度与裂缝复杂化特征关系。结果表明：压后返排液中盐浓度变化主要表现出“平稳型”和“升高-平稳型”，返排液初期流体主要以人工裂缝内的单相流为主，返排液中盐的浓度随着返排量的增加而增加，达到一定返排率后，出现2种特征：一是平缓型特征，即返排液中盐的浓度逐渐趋于平稳，表明储层改造后的人工裂缝与储层基质中的离子交换较少，人工裂缝趋向于单一裂缝为主的特征；二是升高-平稳型特征，即返排液中盐的浓度仍存在增加趋势，表明改造后人工裂缝与储层基质产生大量离子交换，并且交换的体积较大，盐浓度随返排液量增大而增加的时间越长，表明人工裂缝的复杂化程度越高。经现场应用并结合微地震等试验手段验证表明，该方法可判别非常规油气井压后人工裂缝的复杂化程度，为进一步优化体积压裂设计提供参考。

体积压裂；致密油气藏；人工裂缝网络；返排液；氯离子浓度；单相流；压裂液

2006年，国外学者Mayerhofer第1次提出油藏的改造体积（Stimulated Reservoir Volume，简称SRV）这一概念［1］，2011年国内学者吴奇对其进行了进一步的分析，提出体积改造新内涵［2］。水平井多段体积改造技术促进了非常规致密油气资源工业化开发并发挥出革命性的作用［3-4］，形成复杂人工裂缝网络已成为体积压裂技术的关键因素［5-7］，如何印证体积压裂后的裂缝网络成为国内外学者关注的热点，目前普遍采用的微地震手段存在着信噪比低、干扰强、工况受限及费用高等缺点。长期以来，压裂液的返排一直是人们判断地层压后出油、出水液性特征关系的重要手段之一，返排液体中盐的摩尔浓度的变化往往能够反映储层的一些特性，国内外页岩气改造中，随着时间推移，返排液中的盐浓度往往差别较大，这些变化多因为压裂液与岩石中矿物成分产生离子交换，而压裂液与岩石直接接触的人工裂缝就显得更为重要，这也说明压裂液矿化度的变化与人工压裂裂缝的复杂程度存在一定的相关性。2005年Fisher等人利用映射技术创建网络裂缝中各种人工裂缝参数和生产数据之间的相关性［8］；2008年Medeiros采用生产数据分析来表征裂缝网络特征［9］，2010年又采用产量稳态分析（RTA）和压力稳态分析（PTA）的方法分析裂缝的特征［10］；2013年Ghanbari提出一种利用返排过程中返排液矿化度的变化分析裂缝变化的简化方法［11］。笔者在前人研究的基础上，建立人工裂缝和基质中液体盐浓度（氯离子浓度，下同）与压裂液累计返排量数学公式，得出不同盐浓度与人工裂缝宽度变化关系，通过人工裂缝、基质流动与盐浓度变化特征分析，建立返排过程中的人工裂缝宽度的表征数学模型。利用模型对现场施工井的压后返排液进行分析，结合微地震技术得出裂缝复杂化的影响因素，为认识复杂裂缝特征及工艺优化提供参考。

1 压裂液返排特征分析

Flowback characteristics of fracturing fluid

非常规的致密油和页岩气一般采用水平井开发，每口井都采用大液量液体进行改造，以形成复杂裂缝系统提高压后的产量［12-13］。而在非常规压裂改造模式下，由于人工裂缝网络系统中分支裂缝的存在，流体在压裂后的流动增加了由分支裂缝向主裂缝流动的线性渗流模式，因此体积改造形成的复杂人工裂缝网络的渗流模式应为三线性流动模式，即对于形成复杂裂缝系统的流动［14］，在返排及生产中首先是主裂缝中的液体先返排出来，再由与主缝沟通较大的分支裂缝流出，随着以上两种裂缝的产出，微细裂缝及基质的流动开始发挥作用，但如果形成的网络裂缝中分支裂缝较少，那么流体的返排流动只表现出主裂缝和基质向主裂缝的流动特征。上述原因导致通常每口井中压裂返排液中盐浓度的变化特征都不一样，大量的实验证实压裂液返排中盐浓度变化主要是由于压裂液与岩石矿物成分存在大量的离子交换，因此压裂液中盐的浓度和累计产水量提供了与裂隙网络体系结构相关的重要信息，返排液体中盐浓度的变化在一定程度上可以反映出裂缝的不同特征，对于不同的体积改造模式下的裂缝形态其流动的特征也不相同，反映地层流体产出特征的盐的浓度的变化就能表示不同裂缝形态下的流动特性。

2 数学模型

Mathematical model

2.1 假设条件

Assumed conditions

假定流体流动满足应力-渗流耦合连续性方程、运动方程和状态方程［15］。裂缝的扩展与延伸模型符合经典的Perkins，Kern 和Norgren （PKN）与Khristianovic，Geertsma和Dekerk（KGD）理论模型，具体假设条件为：（1）油气藏为均质无限大且各向同性；（2）流动流体为牛顿流体；（3）不考虑地层温度对裂缝内流体的影响；（4）暂不考虑裂缝系统内启动压力的影响；（5）流体流动中满足达西定律，不考虑非达西效应；（6）岩石的变形为弹性变形，不考虑岩石蠕变；（7）假设流体中盐的运移是由基质到裂缝，储层中盐的矿化度远大于压裂液的矿化度。

2.2 模型建立

Model establishment

利用Fick流体扩散定律来表示由基质到裂缝流动方程一般认为储层基质中盐的浓度是一个常数，而裂缝中盐的浓度Cf远远低于基质中盐的浓度Cm，因此基质与人工裂缝中盐的浓度差可以利用下式近似处理。

因此式（1）可以简化为

假设流体为两相流体，含油饱和度方程为So=1-Sw，引入人工裂缝缝宽计算函数f（W），则人工裂缝内的含水饱和度分布为

方程中右边是个常数，因此方程的结果为

把式（7）代入式（5）中

因此人工裂缝宽度与返排液体中盐浓度函数关系为

2.3 模型分析

Model analysis

利用上面模型，以第i条、i+1条和i+2条裂缝为单元分析裂缝尺寸与累计含水中盐浓度的关系。由图1可以得出第i条裂缝时，累产水为Wf，iAf，i，随着第i+1级裂缝的产出，由于裂缝的宽度变小，单位体积内盐的浓度将增加，总产的水量表示为Wf，iAf，i+ Wf，i+1Af，i+1，第i+2级裂缝的产出，裂缝的宽度变得更窄，单位体积内盐的浓度增加幅度加大（图2），因此，压后返排液中盐浓度变化主要表现出“平稳型”和“升高-平稳型”两种主要特征，返排液初期流体主要以人工裂缝内的单相流为主，返排液中盐的浓度随着返排量的增加而增加，达到一定返排率后，出现上述2种特征：（1）若返排液中盐的浓度逐渐趋于平稳即平稳型特征，表明储层改造后的人工裂缝与储层基质中的离子交换较少，人工裂缝趋向于单一裂缝特征为主；（2）若返排液中盐的浓度仍存在增加趋势即“升高-平稳型”，则表明改造后人工裂缝与储层基质产生大量离子交换，并且交换的体积较大，盐的浓度随返排液量增大而增加的时间越长，表明人工裂缝的复杂化程度越高。因此累产水与盐浓度变化可有效反映裂缝的复杂程度及裂缝的宽度变化情况，进而反映出裂缝的不同网络特征。

图1 三级裂缝体系示意图Fig. 1 Schematic map of third-order fracture system

图2 累计产水量与盐浓度关系Fig. 2 Relationship of cumulative water production vs. salt concentration

3 矿场试验

Field test

以X区块低孔低渗致密储层A、B两口直井储层改造为例，表1为储层基本参数及施工数据。由于2口井属同一区块，因此储层的基本参数相差不大；A井采用常规的改造方式，B井则采用大排量+缝内暂堵转向的改造技术，通过不同的施工方法压后产量差别较大，B井的改造效果是A井的2.45倍。利用文中的模型对返排液进行分析对比，同时结合了2口井的微地震监测结果，微地震表明B井的微地震范围是A井2.4倍。2口井返排液中盐浓度变化特征分析表明，A井返排液盐浓度增加到一定值后呈现平稳的趋势，属“平稳型”，而B井的返排液盐浓度呈现台阶式的上升特征，属“升高-平稳型”，说明B井出现了一定程度的缝网裂缝，改造的体积与范围增大，效果更为突出（图3），这与微地震的结论完全吻合，进一步证明本方法的可靠性。

表1 储层基本参数和施工参数Table 1 Basic reservoir parameters and construction parameters

图3 A井与B井返排液量与氯离子浓度变化关系Fig. 3 Relationship of chloride ion concentration vs. flowback volume of Wells A and B

4 结论与认识

Conclusions and understandings

（1）基于储层基质与压裂液存在离子交换的普遍现象，分析了不同返排液中盐浓度与裂缝复杂化特征关系，建立了人工裂缝返排液中盐浓度的饱和度分布数学模型，提出了压裂液返排过程中具有“平稳型”和“升高-平稳型”两种类型特征。“平稳型”表明人工裂缝与储层基质中的离子交换较少，反映人工裂缝趋向于单一裂缝特征为主；“升高-平稳型”表明改造后人工裂缝与储层基质产生的离子交换较强，变化趋势越多，裂缝特征越为复杂。

（2）通过现场返排液中盐浓度（主要是氯离子浓度）变化对比了同一区块2口井：结果表明采用不同的改造方式压后返排液中氯离子浓度变化差异加大：采用常规的改造方式氯离子变化主要以平稳型为主，裂缝较为单一；采用大排量+缝内暂堵转向的改造技术，呈现“升高-平稳型”，反映裂缝较为复杂。该结果得到微地震监测结果证实，对进一步优化体积压裂设计具有一定指导意义。

（3）利用压裂液返排液中盐浓度变化特征分析人工裂缝形态特征的方法是一个新的研究方向。本文初步建立了该类研究的基本方法和提出研究思路，并采用氯离子浓度变化来表征裂缝复杂特征，该方法更适用于储层中盐的矿化度远大于压裂液矿化度及油气藏原始不含水的储层，该类储层盐中氯离子浓度受压裂液及地层水等影响少，浓度变化与返排率关系较为明显，但对于低矿化度和含水率较高储层，压裂液与地层中离子交换后变化特征仍不明显，采用氯离子浓度变化的表征方法存在一定多解性和不确定性，建议开展储层矿物成分和其他排除干扰因素等的微量离子示踪剂等探索研究，以不断完善体积压裂中人工裂缝复杂化程度的表征方法。

符号说明：

Symbol description:

Af，i为基质与第i个裂缝的接触面积，m2；Cf为裂缝中盐的浓度，mol/m3；Cm为基质中的盐浓度，mol/m3；Cf，i为第i条裂缝中的盐浓度，mol/m3；D为盐的扩散系数，m2/s；f（Wf）为裂缝宽度分布函数；J为流体的扩散速率，mol/s；Lm为人工裂缝缝宽与基质中某一点的距离，反映盐浓度梯度变化特征，m；Np，w为压裂液的返排率，%；Qw为累计产水量，m3；So为含油饱和度，%；Sw为含水饱和度，%；Vf为裂缝的总体积，m3；Wf为裂缝宽度，m；Δt为人工裂缝内不同含水饱和度变化下的时间差，s。

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（修改稿收到日期 2016-12-14）

〔编辑 朱 伟〕

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，毕国强，何春明，沈华，程晓东.人工裂缝复杂程度的压裂液返排表征方法及应用［J］ .石油钻采工艺，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.

国家科技重大专项“储层改造关键技术及装备”（编号：2016ZX05023）。

才博（1979-），2013年毕业于中国地质大学（北京）油气田开发专业，获博士学位，现从事水力压裂工艺技术研究与现场应用工作，高级工程师。通讯地址：（065007）河北省廊坊市万庄44号信箱。 E-mail：boocai123@126.com