信艷永

(1中國地質(zhì)大學(xué)能源學(xué)院 2中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司)

伊洛瓦底盆地是緬甸油氣最富集的盆地，為第三系盆地，南北長約1 600 km , 東西寬約150～200 km，面積約為25.2×104km2[1]。

T-1井是伊洛瓦底盆地西緣D區(qū)塊中部Thingadon向斜圈閉的第一口探井，地層主要以始新統(tǒng)為主，局部發(fā)育中新統(tǒng)。T-1井目的層為塔本組下段的2 391.3～2 417.3 m，對應(yīng)于P-1圈閉Patolon-1井主力產(chǎn)層的位置，該段測井解釋儲層物性較好、含氣性較好，但由于鉆井液密度過高，導(dǎo)致氣測值不高，測試為低產(chǎn)層。

為探明該區(qū)域地質(zhì)儲量規(guī)模，增加油氣產(chǎn)能，實現(xiàn)該區(qū)域主力產(chǎn)層的橫向連片，需要對該層位進行壓裂改造。該區(qū)塊為新探區(qū)塊，地質(zhì)情況復(fù)雜，為減少風(fēng)險，確保施工成功并達到探明地質(zhì)儲量的目的，本文對壓裂液體系、支撐劑、裂縫長度、施工排量等參數(shù)進行了篩選和優(yōu)化。

一、巖石力學(xué)參數(shù)及地應(yīng)力計算

對T-1井巖心和Patolon-1井巖心進行了巖石力學(xué)實驗、地應(yīng)力大小測定和對比，實驗結(jié)果如表1、表2所示。

表2 T-1井和Patolon-1井巖心地應(yīng)力測試結(jié)果

T-1井巖心2-23/36號樣和2-26/36號樣應(yīng)力應(yīng)變曲線分析分析結(jié)果如圖1～圖2所示。2-23/36號巖心在整個加載過程中表現(xiàn)出了一定的塑性特征，其塑性屈服形變階段時間相對較短，在較短的屈服形變后即進入脆性斷裂。2-26/36號樣在整個加載過程中沒有出現(xiàn)塑性形變階段，當(dāng)加載達到巖石的抗壓強度時，巖心即刻發(fā)生脆性斷裂。T-1井整個應(yīng)變趨勢與臨井Patolon-1井相同層位巖心應(yīng)力應(yīng)變曲線類似。

圖1 T-1井2-23/36-1號樣應(yīng)變應(yīng)力關(guān)系

圖2 T-1井2-26/36-1號樣應(yīng)變應(yīng)力關(guān)系

綜合地應(yīng)力實驗結(jié)果，T-1井目標(biāo)層段2 391.3～2 417.3 m與Patolon-1井在橫向上可對比，且處于同一層位和分流河道內(nèi)，因此借鑒Patolon-1井地應(yīng)力大小數(shù)據(jù)，該處地應(yīng)力約為45.0 MPa。

依據(jù)Eaton[2](1969)提出的儲層破裂壓力預(yù)測公式，計算儲層破裂壓力為50.6 MPa，其破裂壓力梯度為0.021 MPa/m。

二、壓裂液、支撐劑和酸液配方優(yōu)選

1.壓裂液配方性能評價

在前人研究的基礎(chǔ)上[3-6]，進行大量壓裂液添加劑篩選和配伍性實驗，優(yōu)化出適合緬甸D區(qū)塊T-1井80℃儲層的中溫壓裂液體系，基礎(chǔ)配方為：

基液：0.45% BFC-10羥丙基胍膠(特級品)+0.5%SRCS-1黏土穩(wěn)定劑+0.5%SRSR-11高效助排劑+1.0%SRAW-1防水鎖劑+0.1%BOC-02殺菌劑+1.0%KCl+0.15%Na2CO3。

交聯(lián)劑：TCB-2有機硼交聯(lián)劑；交聯(lián)比：100 ∶0.35～0.40(根據(jù)現(xiàn)場實際配液情況和測試壓裂進行適當(dāng)調(diào)整)。

基液黏度：55～70 mPa·s；基液pH值：9.5～10.5。

破膠劑：0.004%～0.1%(NOB-100微膠囊破膠劑+(NH4)2S2O8)。

壓裂液性能評價方法參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-1995，測定壓裂液耐溫耐剪切性能、破膠、濾失、助排等性能。在170 s-1、80℃條件下，剪切120 min，表觀黏度大于100 mPa·s，如圖3。

圖3 湖水配制壓裂液耐溫耐剪切性能(170 s-1、交聯(lián)比100 ∶0.35、80℃)

2.支撐劑評價與優(yōu)選

緬甸D區(qū)塊T-1井壓裂造縫寬度窄，應(yīng)力較高。小粒徑支撐劑破碎率低，導(dǎo)流能力的保持水平高，且在相同施工砂液比條件下，能鋪置更多層的支撐劑，更有利于壓后油氣的滲流作用，施工風(fēng)險小。建議采用30/50目小粒徑陶粒支撐劑。

3.酸液配方優(yōu)選

壓前進行酸預(yù)處理，通過酸預(yù)處理溶蝕近井筒礦物，降低儲層破裂壓力，有利于控制初始裂縫開啟高度。通過酸溶實驗和配伍性實驗，推薦緬甸D區(qū)塊T-1井酸液體系為復(fù)合酸體系，配方為：12%HCl+2%HF+5%HAC+1.0%HS-3緩蝕劑+1.0%NW-6黏土穩(wěn)定劑+1.0%ZP-2助排劑+1.0%TW-6鐵離子穩(wěn)定劑+3.0% HR-4互溶劑。

酸液配方性能評價方法參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY XJ0040-2001，該配方對巖石溶蝕率達28.18%～32.61%。

三、施工參數(shù)優(yōu)化

1.裂縫長度和導(dǎo)流能力

對于一定特性油藏，存在最佳裂縫導(dǎo)流能力和裂縫長度[7]。對于緬甸D區(qū)塊T-1井2 391.3～2 417.3 m段進行了裂縫縫長的優(yōu)化，模擬計算輸入數(shù)據(jù)見表3，優(yōu)化結(jié)果如圖4所示。

表3 模擬計算輸入數(shù)據(jù)

圖4 T-1井壓裂層裂縫長度優(yōu)化結(jié)果

數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)裂縫半長超過160 m后產(chǎn)量幅度增加有限，由于探井目的為盡可能高地求得儲層的產(chǎn)能，設(shè)計力求壓裂縫長最大化，以此為選擇依據(jù)，優(yōu)化裂縫半長為200 m左右。

根據(jù)上述裂縫長度優(yōu)化結(jié)果，對裂縫導(dǎo)流能力進行了優(yōu)化，結(jié)果如表4所示。導(dǎo)流能力為10.0 μm2·cm時產(chǎn)量過低，當(dāng)導(dǎo)流能力超過30.0 μm2·cm時，產(chǎn)量增加不明顯，因此優(yōu)化裂縫導(dǎo)流能力為20～30.0 μm2·cm。

表4 模擬計算輸入數(shù)據(jù)

2.施工排量

T-1井目的層不同排量下的裂縫延伸高度如圖5所示。隨著排量的增加裂縫高度增加，排量超過3.5 m3/min后對縫高的延伸逐漸減小，考慮到攜砂以及造縫等因素，優(yōu)化排量為3.5～4.0 m3/min。

3.前置液比和平均砂比

如圖6，確定平均砂比為20.0%，與裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化結(jié)果比較一致。以此為基礎(chǔ)對前置液進行優(yōu)化，優(yōu)化結(jié)果見圖7，當(dāng)前置液比達到35.0%～40.0%時裂縫長度滿足優(yōu)化結(jié)果。

圖5 T-1井壓裂層排量與縫高關(guān)系曲線

圖6 平均砂比優(yōu)化結(jié)果

圖7 前置液優(yōu)化結(jié)果

四、壓裂效果預(yù)測

根據(jù)優(yōu)化設(shè)計的壓裂參數(shù)，對該井產(chǎn)能進行了預(yù)測。預(yù)計壓后初產(chǎn)11.4×104m3/d，一年累產(chǎn)約19 50.0×104m3，如圖8。

圖8 T1井壓后產(chǎn)能預(yù)測

五、結(jié)論

(1)壓裂層巖石的楊氏模量較低，泊松比較高，呈現(xiàn)出一定的塑性特征；計算儲層破裂壓力為50.6 MPa，破裂壓力梯度為0.021 MPa/m。

(2)優(yōu)選出適合緬甸D區(qū)塊儲層80℃中溫壓裂液體系配方，該配方在170 s-1、80℃條件下，剪切120 min，表觀黏度大于100 mPa·s；優(yōu)選出酸液體系配方，溶蝕率可達28.18%～32.61%。

(3)優(yōu)化設(shè)計裂縫長度、導(dǎo)流能力、施工排量、前置液和平均砂比等施工參數(shù)，并對壓裂效果進行預(yù)測。壓裂后初產(chǎn)11.4×104m3/d，一年累計產(chǎn)量接近1 950.0×104m3。

[1]王平, 鄒德江, 武新民.緬甸伊洛瓦底盆地油氣地質(zhì)特征[J].西部探礦工程, 2011 (8):64 -67.

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[3]劉彥學(xué)，王寶峰，劉建坤.壓裂液對低滲砂巖氣藏的水敏性傷害實驗研究[J].石油鉆探技術(shù)，2013,41(1):70-75.

[4]郭建春，王世彬，伍林. 超高溫改性瓜膠壓裂液性能研究與應(yīng)用[J].油田化學(xué)，2011，28(2)：201-205.

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[7]王云剛，胡永全，趙金洲.酸化預(yù)處理降低地層破裂壓力技術(shù)研究及應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2008,22(1)：84-86.