缅甸伊洛瓦底盆地探井压裂优化设计技术与应用

信艳永

(1中国地质大学能源学院 2中国石化集团国际石油勘探开发有限公司)

伊洛瓦底盆地是缅甸油气最富集的盆地，为第三系盆地，南北长约1 600 km , 东西宽约150～200 km，面积约为25.2×104km2[1]。

T-1井是伊洛瓦底盆地西缘D区块中部Thingadon向斜圈闭的第一口探井，地层主要以始新统为主，局部发育中新统。T-1井目的层为塔本组下段的2 391.3～2 417.3 m，对应于P-1圈闭Patolon-1井主力产层的位置，该段测井解释储层物性较好、含气性较好，但由于钻井液密度过高，导致气测值不高，测试为低产层。

为探明该区域地质储量规模，增加油气产能，实现该区域主力产层的横向连片，需要对该层位进行压裂改造。该区块为新探区块，地质情况复杂，为减少风险，确保施工成功并达到探明地质储量的目的，本文对压裂液体系、支撑剂、裂缝长度、施工排量等参数进行了筛选和优化。

一、岩石力学参数及地应力计算

对T-1井岩心和Patolon-1井岩心进行了岩石力学实验、地应力大小测定和对比，实验结果如表1、表2所示。

表2 T-1井和Patolon-1井岩心地应力测试结果

T-1井岩心2-23/36号样和2-26/36号样应力应变曲线分析分析结果如图1～图2所示。2-23/36号岩心在整个加载过程中表现出了一定的塑性特征，其塑性屈服形变阶段时间相对较短，在较短的屈服形变后即进入脆性断裂。2-26/36号样在整个加载过程中没有出现塑性形变阶段，当加载达到岩石的抗压强度时，岩心即刻发生脆性断裂。T-1井整个应变趋势与临井Patolon-1井相同层位岩心应力应变曲线类似。

图1 T-1井2-23/36-1号样应变应力关系

图2 T-1井2-26/36-1号样应变应力关系

综合地应力实验结果，T-1井目标层段2 391.3～2 417.3 m与Patolon-1井在横向上可对比，且处于同一层位和分流河道内，因此借鉴Patolon-1井地应力大小数据，该处地应力约为45.0 MPa。

依据Eaton[2](1969)提出的储层破裂压力预测公式，计算储层破裂压力为50.6 MPa，其破裂压力梯度为0.021 MPa/m。

二、压裂液、支撑剂和酸液配方优选

1.压裂液配方性能评价

在前人研究的基础上[3-6]，进行大量压裂液添加剂筛选和配伍性实验，优化出适合缅甸D区块T-1井80℃储层的中温压裂液体系，基础配方为：

基液：0.45% BFC-10羟丙基胍胶(特级品)+0.5%SRCS-1黏土稳定剂+0.5%SRSR-11高效助排剂+1.0%SRAW-1防水锁剂+0.1%BOC-02杀菌剂+1.0%KCl+0.15%Na2CO3。

交联剂：TCB-2有机硼交联剂；交联比：100 ∶0.35～0.40(根据现场实际配液情况和测试压裂进行适当调整)。

基液黏度：55～70 mPa·s；基液pH值：9.5～10.5。

破胶剂：0.004%～0.1%(NOB-100微胶囊破胶剂+(NH4)2S2O8)。

压裂液性能评价方法参照石油天然气行业标准SY/T 5107-1995，测定压裂液耐温耐剪切性能、破胶、滤失、助排等性能。在170 s-1、80℃条件下，剪切120 min，表观黏度大于100 mPa·s，如图3。

图3 湖水配制压裂液耐温耐剪切性能(170 s-1、交联比100 ∶0.35、80℃)

2.支撑剂评价与优选

缅甸D区块T-1井压裂造缝宽度窄，应力较高。小粒径支撑剂破碎率低，导流能力的保持水平高，且在相同施工砂液比条件下，能铺置更多层的支撑剂，更有利于压后油气的渗流作用，施工风险小。建议采用30/50目小粒径陶粒支撑剂。

3.酸液配方优选

压前进行酸预处理，通过酸预处理溶蚀近井筒矿物，降低储层破裂压力，有利于控制初始裂缝开启高度。通过酸溶实验和配伍性实验，推荐缅甸D区块T-1井酸液体系为复合酸体系，配方为：12%HCl+2%HF+5%HAC+1.0%HS-3缓蚀剂+1.0%NW-6黏土稳定剂+1.0%ZP-2助排剂+1.0%TW-6铁离子稳定剂+3.0% HR-4互溶剂。

酸液配方性能评价方法参照石油天然气行业标准Q/SY XJ0040-2001，该配方对岩石溶蚀率达28.18%～32.61%。

三、施工参数优化

1.裂缝长度和导流能力

对于一定特性油藏，存在最佳裂缝导流能力和裂缝长度[7]。对于缅甸D区块T-1井2 391.3～2 417.3 m段进行了裂缝缝长的优化，模拟计算输入数据见表3，优化结果如图4所示。

表3 模拟计算输入数据

图4 T-1井压裂层裂缝长度优化结果

数值模拟结果表明，当裂缝半长超过160 m后产量幅度增加有限，由于探井目的为尽可能高地求得储层的产能，设计力求压裂缝长最大化，以此为选择依据，优化裂缝半长为200 m左右。

根据上述裂缝长度优化结果，对裂缝导流能力进行了优化，结果如表4所示。导流能力为10.0 μm2·cm时产量过低，当导流能力超过30.0 μm2·cm时，产量增加不明显，因此优化裂缝导流能力为20～30.0 μm2·cm。

表4 模拟计算输入数据

2.施工排量

T-1井目的层不同排量下的裂缝延伸高度如图5所示。随着排量的增加裂缝高度增加，排量超过3.5 m3/min后对缝高的延伸逐渐减小，考虑到携砂以及造缝等因素，优化排量为3.5～4.0 m3/min。

3.前置液比和平均砂比

如图6，确定平均砂比为20.0%，与裂缝导流能力优化结果比较一致。以此为基础对前置液进行优化，优化结果见图7，当前置液比达到35.0%～40.0%时裂缝长度满足优化结果。

图5 T-1井压裂层排量与缝高关系曲线

图6 平均砂比优化结果

图7 前置液优化结果

四、压裂效果预测

根据优化设计的压裂参数，对该井产能进行了预测。预计压后初产11.4×104m3/d，一年累产约19 50.0×104m3，如图8。

图8 T1井压后产能预测

五、结论

(1)压裂层岩石的杨氏模量较低，泊松比较高，呈现出一定的塑性特征；计算储层破裂压力为50.6 MPa，破裂压力梯度为0.021 MPa/m。

(2)优选出适合缅甸D区块储层80℃中温压裂液体系配方，该配方在170 s-1、80℃条件下，剪切120 min，表观黏度大于100 mPa·s；优选出酸液体系配方，溶蚀率可达28.18%～32.61%。

(3)优化设计裂缝长度、导流能力、施工排量、前置液和平均砂比等施工参数，并对压裂效果进行预测。压裂后初产11.4×104m3/d，一年累计产量接近1 950.0×104m3。

[1]王平, 邹德江, 武新民.缅甸伊洛瓦底盆地油气地质特征[J].西部探矿工程, 2011 (8):64 -67.

[2]Eaton. Fracture gradient prediction and its application in oilfield operations[J]. Journal of petroleum technology,1969,21(10):1353-1360.

[3]刘彦学，王宝峰，刘建坤.压裂液对低渗砂岩气藏的水敏性伤害实验研究[J].石油钻探技术，2013,41(1):70-75.

[4]郭建春，王世彬，伍林. 超高温改性瓜胶压裂液性能研究与应用[J].油田化学，2011，28(2)：201-205.

[5]龙正军.压裂液添加剂对压裂效果的影响及分析[J].钻采工艺，2002,25(2)：76-79.

[6]程兴生，张福祥，徐敏杰，等.低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用[J].石油钻采工艺，2011,33(2)：91-93.

[7]王云刚，胡永全，赵金洲.酸化预处理降低地层破裂压力技术研究及应用[J].石油地质与工程，2008,22(1)：84-86.