大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究*

薛成国

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院 河南郑州 450006)

大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究*

薛成国

(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院 河南郑州 450006)

薛成国.大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究[J].中国海上油气，2017,29(2)：123-126.

XUE Chengguo.Study on the flowback rate of fracturing fluids in the horizontal wells in Daniudi gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):123-126.

准确预测压裂液返排率是压裂后排液阶段评价储层压裂效果的重要内容。依据离子浓度分析法，提出了实际压裂液返排率计算模型，并对大牛地气田压裂水平井实际压裂液返排率进行了计算分析。结果表明，实际压裂液返排率随返排时间的增加而趋于稳定，此时质量浓度不再变化，可结束试气工作，从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标；当质量浓度稳定时结束压裂液返排，压后返排率与实际压裂液返排率之间呈线性关系，可根据该关系预测实际压裂液返排率，进而快速评价水平井压裂效果。

大牛地气田；水平井压裂；离子浓度分析法；实际压裂液返排率

水力压裂是低渗透油气藏开发评价和增产增注必不可少的技术措施[1-3]，水力压裂过程中压裂液在裂缝内外压差的作用下不可避免地会向地层内滤失，从而对储层造成伤害，而压裂后试气过程中的压裂液返排工作则是水力压裂作业的重要环节，因此确定试气过程中压裂液返排率的大小对评价压裂效果起着重要作用。国内外部分学者根据建立的压裂液返排数学模型或物理模型对压裂液返排率进行了计算[4-6]，郭权[7]利用离子浓度组成分析方法对油田试油求产阶段的压裂液抽汲返排率进行了计算，但有关水平井压裂后返排率与实际压裂液返排率、水平井压裂后实际返排率与压裂效果之间关系方面的研究鲜有报道。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，目的层为典型的低孔、低渗、低压的“三低”气藏[8]。2011年以来，该气田以水平井分段压裂技术进行生产，但压裂后试气过程中返排出地面的液体始终为压裂液和地层水的混合液。为了分析水平井实际压裂液返排率，指导类似压裂增产作业，本文根据离子浓度分析方法，计算了大牛地气田盒1气层水平井压裂后试气阶段实际压裂液返排率，并拟合得到了实际压裂液返排率与根据返排到地面的压裂液和地层水混合液计算的压裂后返排率之间的关系，从而实现了快速估算试气阶段实际压裂液返排液量，为客观评价压裂后返排对压裂后改造效果的影响提供了技术支持。

1 实际压裂液返排率计算方法

大牛地气田气藏类型为无边底水定容弹性驱动岩性天然气藏，研究表明该气田产出的地层水是广泛分布在储层中的残余地层水[9]，基本为CaCl2水型，反映了地层具有较好的封闭环境，并且在上古生界没有发现盐层，地层水矿化度总体上表现出自太原组向下石盒子组逐渐降低的特征[10]。由于滤失的存在，导致注入地层中的压裂液不可能完全返排到地面[11-12]。在压裂后返排工作中，一般用返排到地面的压裂液和地层水混合液与入地压裂液量的比值来表示压裂后返排率，然而由于在压裂后返排过程中返排出地面的液体中始终为压裂液和地层水的混合物，因此压裂后返排率并不能准确地表示水力压裂过程中注入地层内部的压裂液实际返排到地面的程度。

(1)

(2)

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根据式(3)可得出水平井压裂后试气阶段压裂液实际返排率计算公式，即

(4)

2 计算结果及影响因素分析

2.1 计算结果

以大牛地气田M1水平井为例，应用上述实际压裂液返排率计算模型对该井压后返排率与实际压裂液返排率进行计算。M1井分13段进行压裂，总入地液量为3 164.8 m3，返排后期返排液Cl-质量浓度稳定值为27 800 mg/L，该值可以作为M1井所在区域的地层水Cl-质量浓度值。以每日在井口取样检测的返排液Cl-质量浓度的平均值作为日排液的Cl-质量浓度值。M1井Cl-质量浓度、以返排液量计算的压后返排率以及以压裂液量计算的实际压裂液返排率在排液过程中的变化情况见图1。

由图1可以看出，返排第1天，返排液Cl-质量浓度为5 000 mg/L，高于入地压裂液Cl-质量浓度4 765 mg/L，整个压后返排过程中返排液始终为地层水和压裂液破胶液的混合物。在第1天至第12天，压后返排率略高于实际压裂液返排率，在压后返排第12天采取气举等助排措施之后，实际压裂液返排率增长幅度变缓，而以返排液量计算的压后返排率继续以较高幅度增长，这说明大部分入地压裂液主要是在助排措施之前的自喷阶段返排到地面，助排措施之后返排液以地层水为主。当该井返排液Cl-质量浓度在第21天达到稳定值27 800 mg/L时，压后返排率为70.5%，并且该值随着返排天数的增加而继续增加，而实际压裂液返排率稳定为49.4%，不随返排天数的增加而继续增加。因此，在水平井压裂作业后，当返排液Cl-质量浓度稳定时即可结束试气工作，不必追求过高的压后返排率，从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标。

图1 大牛地气田M1井返排率随返排时间变化曲线Fig .1 Relationship of flowback rate and time of Well M1 in Daniudi gas field

2.2 压裂液返排率影响因素分析

为了消除其他因素对计算结果的影响，选取部分水平段长、水平段钻遇显示、入地液量相近以及压裂段数、压裂后排液管柱相同，并且试气后期Cl-质量浓度稳定的大牛地气田盒1气层水平井计算压裂后压裂液返排率，结果见图2。从图2可以看出，盒1气层水平井压裂后无阻流量随着实际压裂液返排率的增大而降低，这是由于压裂水平井所在位置储层物性较好，压裂液滤失较大，因此入地压裂液最终返排到地面的体积也就越小。因此，对于该压裂水平井，当返排液Cl-质量浓度及日产液量稳定即可结束试气工作，不必追求过高压裂后返排率，从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标。

图2 大牛地气田盒1气层实际压裂液返排率与无阻流量 关系曲线Fig .2 Relationship of flowback rate and open-flow capacity in H1 Formation in Daniudi gas field

为了研究压裂后返排率与实际压裂液返排率之间的关系，并且减小由于长时间排液造成的压裂后返排率过高对上述关系的影响，设定压裂后返排率为水平井压裂后Cl-质量浓度稳定时以累积返排液量计算的返排率。根据本文计算模型计算了盒1气层实际压裂液返排率，将实际压裂液返排率与压裂后返排率数据进行拟合，结果见图3。从图3可以看出，对于Cl-质量浓度稳定即结束排液的水平井，其压裂后返排率与实际压裂液返排率之间存在着较好的线性关系。因此，水平井结束排液后可根据上述线性关系预测压裂液实际返排率，从而得到试气结束时实际返排到地面的压裂液体积，更好地指导水平井压裂效果评价。

图3 大牛地气田盒1气层实际压裂液返排率与压裂后 返排率关系曲线Fig .3 Relationship of the actual fracturing fluid flowback rate and flowback rate in H1 Formation in Daniudi gas field

3 结论

提出了水平井压裂后压裂液实际返排率的计算方法。算例分析表明，当返排液Cl-质量浓度稳定时，实际压裂液返排率将不再变化，此时可结束试气工作，从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标。当Cl-质量浓度稳定后结束压裂液返排时，压后返排率与实际压裂液返排率之间呈线性关系，可根据该关系预测实际压裂液返排率，进而指导水平井压裂效果评价。

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(编辑：孙丰成)

Study on the flowback rate of fracturing fluids in the horizontal wells in Daniudi gas field

XUE Chengguo

(Petro-EngineeringResearchInstitute,NorthChinaOilandGasBranch,Sinopec,Zhengzhou,Henan450006,China)

Accurate prediction of the flowback rate of fracturing fluids is an important component in evaluating reservoir fracturing result. On the basis of ion concentration analysis method, a model of fracturing fluid flowback rate was proposed and the flowback rate of the horizontal wells in Daniudi gas field were calculated. The results show that the flowback rate tends to be stable upon some time elapsing. At this time, the mass concentration of the chloride ions no longer changes, so the work of gas testing can be ended to shorten the testing time and cut down the operation cost. The flowback rate and the actual flowback rate have a linear relation when the flowback is finished and the concentration of the chloride ions is stable. The flowback rate can be predicted according to the linear relation, and the fracturing effect of the horizontal wells can be evaluated quickly.

Daniudi gas field; horizontal well fracturing; ion concentration analysis; actual flowback rate

薛成国，男，助理研究员，2011年毕业于中科院渗流流体力学研究所流体力学专业，获硕士学位，现主要从事低渗透油气田开发方面的研究工作。地址：河南省郑州市陇海西路199号中石化华北油气分公司石油工程技术研究院完井测试研究所(邮编：450006)。E-mail:xcg1985@sina.com。

1673-1506(2017)02-0123-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.017

TE377

A

2016-03-20 改回日期：2016-05-22

*“十三五”国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术(编号：2016ZX05048)”部分研究成果。