海上压裂技术的应用与实践

居彦鑫

摘要：本文以BZ25-1油田A13井作为研究对象，围绕海上压裂技术的优化方式和适应性进行分析讨论，并提出该工艺的具体应用和实践流程，以此实现海上压裂技术压后效果的全面评价，确保采油效率得到大幅度提升，为油田的经济开发做出高质量保障。

关键词：海上压裂工艺;射孔技术;压裂缝;相变压裂

引言

BZ25-1油田的开发较为困难，如果直接进行石油采集，会浪费大量的经济费用，因此只有根据实际工程情况，采取高质量的海上压裂技术才能确保油田资源得到高效开发。

一、海上压裂技术分析

水力压裂工艺即是利用水力作用，加速油气层形成裂缝的工作进程，从而达到改善石油在地下的流动情况、减缓层间压力、提高油井产量的目的。为了切实提高压裂工艺技术的应用效果，需要根据不同特点的油气层，进行相关步骤的适当修改，才能保证设计方案的顺利执行，因此以下将根据BZ25-1油田的结构组成和工程难点进行全面考虑，使海上压裂技术能最大化提高油井的石油产量[1]。

二、海上压裂技术应用与实践的相关流程

（一）安装与摆放

在海上压裂技术实际应用的过程中要注意压裂设备需装载在相关船只上，并通过高压软管完成井口与实验装置的有效连接，保证不锈钢流体储存罐、离心泵、高压泵、脱手接头、高压管线支架、筒仓、三相槽式搅拌机、工具集装箱、液体添加剂混合泵等压裂装备按照前后顺序依次排列，确保工艺流程的有效执行。

（二）测试压裂

压裂测试是为了确保施工泵注程序的良好运行，提高设计方案的实用性，在测试过程中，需要优先完成地层与压裂液性能的检测与分析，并完成相关参数的故障诊断，根据制定的施工压力曲线进行实际状况的拟合研究，采用分别注入氯化钾溶液和冻胶液的方法，实现泵注程序的优化，降低施工的风险性，提高压裂技术的成功率[3]。

（三）BZ25-1-A13井相变压裂施工过程描述

2020年6月6日：压裂船压裂流程连接并进行紧急脱离演习;2020年6月7日：焊接高压软管悬挂器、平台压裂流程连接、平衡压力管线试压21Mpa、吊装药剂并在1#罐中配基液30方准备进行地层吸液能力测试。

一、吸液能力测试：

1、试压：

12：15-12：56对高压管线及采油树通水试压，最高试压压力9500Psi，稳压15min，试压合格泄压。

2、低替坐封：

13：06开始以3BPM排量低替，待环空返液正常后，13：12-13：15按照3—6—9BPM顺序快提排量坐封封隔器，封隔器坐封后降排量到3BPM观察井筒返液情况，确认坐封没问题后倒打背压流程转第一阶段地层吸液能力测试，坐封最大排量9BPM，最高压力5890Psi，低替坐封过程总用液量35bbl。

3、吸液能力测试：

13：15-13：18第一阶段，压力约4000Psi，排量3-3.1BPM，累计泵注液量44bbl，该阶段吸液量约9bbl。

13：18-13：26第二阶段，压力约5000Psi，排7-8BPM，累计泵注液量99bbl，该阶段吸液量约55bbl，期间打平衡压力5Mpa。

13：26-13：30第三阶段，压力约5500Psi，排量10-10.1BPM，累计泵注液量144bbl，该阶段吸液量约45bbl。

4、停泵测压降阶段：

13：34-14：04停泵测压降，压力由3909Psi↓1202Psi，停泵前泄备压，测压降结束后关闭采油树及套管背压翼阀。

二、主压裂施工：

1、配液：6月8日14：04-6月9日13：00配液;

2、试压：6月9日15：00-15：32高压管线通水试压，逐级试压到9470Psi并稳压15min，试压合格后泄压。

3、低替坐封：1#基液罐供液

15：47-15：55低替坐封，低替排量3BPM，低替液量20bbl，返液正常后快提排量坐封封隔器，封隔器坐封后降排量到3BPM并观察井筒返液情况，确认坐封没问题后倒背压流程转前置液阶段，坐封最大排量9BPM，最高压力4979Psi，低替坐封过程总用液量32bbl。该阶段完成后向1#基液罐补加淡水作为顶替液。

4、前置液泵注阶段：2#基液罐供液（船舱补液）

15：55-16：40泵注前置液，破裂压力7596Psi，地面破裂排量21bbl。前置液阶段最高排量22bbl，井口最高压力8156Psi，累计泵注液量837bbl。前置液泵注期间用1#液添泵向混砂车加入交联剂，并手动加入破胶剂。

5、相变+非相变压裂液泵注阶段：3#非相变液罐+相变液搅拌罐供液

16：40-17：20泵注相变+非相变压裂液阶段，前置液泵注快完成时降排量到9BPM，打开3#非相变液罐供液（第一路供液流程），然后关闭2#基液罐，同时导通3#压裂泵相变液搅拌罐供液流程（第二路供液流程），并将排量提升到6BPM，保持两路供液流程排量稳定同时泵注，期间最高压力8623Psi。因施工压力较高，16：51将第一路供液流程与第二路供液流程排量同时降低到6BPM与4BPM，繼续成比例同时泵注。17：15关闭相变液搅拌罐，将第一路供液流程与第二路供液流程总排量降到6BPM，将搅拌罐中剩余相变压裂液倒到混砂车液罐与非相变液混合泵注完成。该阶段共泵注液量427bbl，其中相变压裂液165bbl，非相变压裂液262bbl，井口最高压力8623Psi，最高排量15BPM。相变+非相变压裂液泵注期间用1#+2#液添泵向混砂车加入相变调节剂。

6、顶替液泵注阶段：1#液罐供液

17：20-17：30泵注顶替液，先打开1#液罐，然后关闭3#非相变液罐，用1#液罐同时给第一路供液流程与第二路供液流程供液，同时顶替，顶替阶段共顶替液量114bbl，最高排量12BPM，井口最高压力8493Psi。主压裂阶段共泵注液量1378bbl。

7、停泵测压降阶段：

17：30-18：33停泵测压降，压力由5338Psi↓4530Psi，停泵前泄备压，测压降结束后关闭采油树及套管背压翼阀。

经过以上实践过程可发现，压裂后大幅度超过未进行水力压裂的油井产量，并且通过观察发现，在实施压裂技术前，各井口的油压上升速率缓慢，证明没有施加压裂工艺的油田，其油藏供液能力不够充足，难以保证开采企业获取高额的经济利润，说明本次压裂先导试验能够切实起到增产、提高开采效率的作用。

结论

综上所述，通过分析海上压裂工艺在实际工程中的适应性，提出安装与摆放、测试压裂等海上压裂技术应用与实践的相关流程，以此保证高质量的压后效果，提高石油开采效率，促进相关企业的经济效益提升。

参考文献

[1]张鹏冲.突出矿井水力压裂增透技术应用研究[J].能源与环保，2021，43 （07）：66-71.

[2]谭建华，吴丛文，李垚银.地层亏空对压裂效果的影响及其对策研究[J].能源与环保，2021，43（07）：120-124+136.

[3]张军磊，何志远，杨旭东.煤矿水力压裂切顶卸压技术研究[J].能源与环保，2021，43（07）：282-286.