居彥鑫

摘要：本文以BZ25-1油田A13井作為研究對象，圍繞海上壓裂技術的優(yōu)化方式和適應性進行分析討論，并提出該工藝的具體應用和實踐流程，以此實現(xiàn)海上壓裂技術壓后效果的全面評價，確保采油效率得到大幅度提升，為油田的經(jīng)濟開發(fā)做出高質(zhì)量保障。

關鍵詞：海上壓裂工藝;射孔技術;壓裂縫;相變壓裂

引言

BZ25-1油田的開發(fā)較為困難，如果直接進行石油采集，會浪費大量的經(jīng)濟費用，因此只有根據(jù)實際工程情況，采取高質(zhì)量的海上壓裂技術才能確保油田資源得到高效開發(fā)。

一、海上壓裂技術分析

水力壓裂工藝即是利用水力作用，加速油氣層形成裂縫的工作進程，從而達到改善石油在地下的流動情況、減緩層間壓力、提高油井產(chǎn)量的目的。為了切實提高壓裂工藝技術的應用效果，需要根據(jù)不同特點的油氣層，進行相關步驟的適當修改，才能保證設計方案的順利執(zhí)行，因此以下將根據(jù)BZ25-1油田的結構組成和工程難點進行全面考慮，使海上壓裂技術能最大化提高油井的石油產(chǎn)量[1]。

二、海上壓裂技術應用與實踐的相關流程

（一）安裝與擺放

在海上壓裂技術實際應用的過程中要注意壓裂設備需裝載在相關船只上，并通過高壓軟管完成井口與實驗裝置的有效連接，保證不銹鋼流體儲存罐、離心泵、高壓泵、脫手接頭、高壓管線支架、筒倉、三相槽式攪拌機、工具集裝箱、液體添加劑混合泵等壓裂裝備按照前后順序依次排列，確保工藝流程的有效執(zhí)行。

（二）測試壓裂

壓裂測試是為了確保施工泵注程序的良好運行，提高設計方案的實用性，在測試過程中，需要優(yōu)先完成地層與壓裂液性能的檢測與分析，并完成相關參數(shù)的故障診斷，根據(jù)制定的施工壓力曲線進行實際狀況的擬合研究，采用分別注入氯化鉀溶液和凍膠液的方法，實現(xiàn)泵注程序的優(yōu)化，降低施工的風險性，提高壓裂技術的成功率[3]。

（三）BZ25-1-A13井相變壓裂施工過程描述

2020年6月6日：壓裂船壓裂流程連接并進行緊急脫離演習;2020年6月7日：焊接高壓軟管懸掛器、平臺壓裂流程連接、平衡壓力管線試壓21Mpa、吊裝藥劑并在1#罐中配基液30方準備進行地層吸液能力測試。

一、吸液能力測試：

1、試壓：

12：15-12：56對高壓管線及采油樹通水試壓，最高試壓壓力9500Psi，穩(wěn)壓15min，試壓合格泄壓。

2、低替坐封：

13：06開始以3BPM排量低替，待環(huán)空返液正常后，13：12-13：15按照3—6—9BPM順序快提排量坐封封隔器，封隔器坐封后降排量到3BPM觀察井筒返液情況，確認坐封沒問題后倒打背壓流程轉第一階段地層吸液能力測試，坐封最大排量9BPM，最高壓力5890Psi，低替坐封過程總用液量35bbl。

3、吸液能力測試：

13：15-13：18第一階段，壓力約4000Psi，排量3-3.1BPM，累計泵注液量44bbl，該階段吸液量約9bbl。

13：18-13：26第二階段，壓力約5000Psi，排7-8BPM，累計泵注液量99bbl，該階段吸液量約55bbl，期間打平衡壓力5Mpa。

13：26-13：30第三階段，壓力約5500Psi，排量10-10.1BPM，累計泵注液量144bbl，該階段吸液量約45bbl。

4、停泵測壓降階段：

13：34-14：04停泵測壓降，壓力由3909Psi↓1202Psi，停泵前泄備壓，測壓降結束后關閉采油樹及套管背壓翼閥。

二、主壓裂施工：

1、配液：6月8日14：04-6月9日13：00配液;

2、試壓：6月9日15：00-15：32高壓管線通水試壓，逐級試壓到9470Psi并穩(wěn)壓15min，試壓合格后泄壓。

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并觀察井筒返液情況，確認坐封沒問題后倒背壓流程轉前置液階段，坐封最大排量9BPM，最高壓力4979Psi，低替坐封過程總用液量32bbl。該階段完成后向1#基液罐補加淡水作為頂替液。

4、前置液泵注階段：2#基液罐供液（船艙補液）

15：55-16：40泵注前置液，破裂壓力7596Psi，地面破裂排量21bbl。前置液階段最高排量22bbl，井口最高壓力8156Psi，累計泵注液量837bbl。前置液泵注期間用1#液添泵向混砂車加入交聯(lián)劑，并手動加入破膠劑。

5、相變+非相變壓裂液泵注階段：3#非相變液罐+相變液攪拌罐供液

16：40-17：20泵注相變+非相變壓裂液階段，前置液泵注快完成時降排量到9BPM，打開3#非相變液罐供液（第一路供液流程），然后關閉2#基液罐，同時導通3#壓裂泵相變液攪拌罐供液流程（第二路供液流程），并將排量提升到6BPM，保持兩路供液流程排量穩(wěn)定同時泵注，期間最高壓力8623Psi。因施工壓力較高，16：51將第一路供液流程與第二路供液流程排量同時降低到6BPM與4BPM，繼續(xù)成比例同時泵注。17：15關閉相變液攪拌罐，將第一路供液流程與第二路供液流程總排量降到6BPM，將攪拌罐中剩余相變壓裂液倒到混砂車液罐與非相變液混合泵注完成。該階段共泵注液量427bbl，其中相變壓裂液165bbl，非相變壓裂液262bbl，井口最高壓力8623Psi，最高排量15BPM。相變+非相變壓裂液泵注期間用1#+2#液添泵向混砂車加入相變調(diào)節(jié)劑。

6、頂替液泵注階段：1#液罐供液

17：20-17：30泵注頂替液，先打開1#液罐，然后關閉3#非相變液罐，用1#液罐同時給第一路供液流程與第二路供液流程供液，同時頂替，頂替階段共頂替液量114bbl，最高排量12BPM，井口最高壓力8493Psi。主壓裂階段共泵注液量1378bbl。

7、停泵測壓降階段：

17：30-18：33停泵測壓降，壓力由5338Psi↓4530Psi，停泵前泄備壓，測壓降結束后關閉采油樹及套管背壓翼閥。

經(jīng)過以上實踐過程可發(fā)現(xiàn)，壓裂后大幅度超過未進行水力壓裂的油井產(chǎn)量，并且通過觀察發(fā)現(xiàn)，在實施壓裂技術前，各井口的油壓上升速率緩慢，證明沒有施加壓裂工藝的油田，其油藏供液能力不夠充足，難以保證開采企業(yè)獲取高額的經(jīng)濟利潤，說明本次壓裂先導試驗能夠切實起到增產(chǎn)、提高開采效率的作用。

結論

綜上所述，通過分析海上壓裂工藝在實際工程中的適應性，提出安裝與擺放、測試壓裂等海上壓裂技術應用與實踐的相關流程，以此保證高質(zhì)量的壓后效果，提高石油開采效率，促進相關企業(yè)的經(jīng)濟效益提升。

參考文獻

[1]張鵬沖.突出礦井水力壓裂增透技術應用研究[J].能源與環(huán)保，2021，43 （07）：66-71.

[2]譚建華，吳叢文，李垚銀.地層虧空對壓裂效果的影響及其對策研究[J].能源與環(huán)保，2021，43（07）：120-124+136.

[3]張軍磊，何志遠，楊旭東.煤礦水力壓裂切頂卸壓技術研究[J].能源與環(huán)保，2021，43（07）：282-286.