渤海低滲儲層液氮壓裂技術(shù)可行性研究

基金項目：國家自然科學(xué)基金杰出青年科學(xué)基金項目“油氣井流體力學(xué)與工程” （51725404）；國家自然科學(xué)基金青年科學(xué)基金項目“干熱巖低溫循環(huán)壓裂造縫機(jī)理研究” （52004299）。

渤海低滲儲層改造面臨產(chǎn)量遞減快和穩(wěn)產(chǎn)期短的問題。液氮壓裂技術(shù)可以通過形成復(fù)雜裂縫以增強(qiáng)地層能量，提高油氣井產(chǎn)量并延長穩(wěn)產(chǎn)期，但是該技術(shù)在海上應(yīng)用的可行性有待研究。為此，通過建立液氮在大尺度裂縫內(nèi)的流動傳熱模型，分析了液氮壓裂在渤海低滲儲層中的造縫能力，結(jié)合常規(guī)水力壓裂的攜砂效果，評估了液氮作為攜砂液需要的排量和液量，并綜合考慮液氮壓裂的施工壓力和施工規(guī)模，分析了液氮壓裂在海上的適用性。分析結(jié)果表明：提高液氮注入排量是擴(kuò)大復(fù)雜裂縫造縫范圍的有效手段，以4.32 m³/min的排量注入液氮60 min，可以形成半長為44 m的復(fù)雜裂縫；液氮作為攜砂液，達(dá)到常規(guī)水力壓裂攜砂鋪置效果所需的排量為9～14 m³/min。針對海上作業(yè)特點，提出了液氮攜砂壓裂和液氮復(fù)合壓裂2種海上液氮壓裂工藝，液氮復(fù)合壓裂工藝具備海上實施條件，有望成為渤海低滲儲層開采的重要技術(shù)儲備。

液氮壓裂；渤海油田；低滲儲層；造縫能力；攜砂能力；水力壓裂；適用性

TE934

A

012

Feasibility Study on Liquid Nitrogen Fracturing Technology

for Low-Permeability Reservoirs in Bohai Oilfield

Li Junbao¹ Wen Haitao² Wang Xiaopeng² Zhang Qilong^2，3 Li Yueli² Yu Jiansheng²

（1.CNOOC EnerTech-Drilling amp; Production Co.，Ltd.; 2.State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Tianjin Branch of CNOOC （China） Co.，Ltd.; 3.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum（Beijing））

The stimulation of low-permeability reservoirs in the Bohai oilfield faces the problems of rapid production decline and short stable production period. Liquid nitrogen fracturing technology can be used to create complex fractures to enhance formation energy，increase well production and extend stable production period，but the feasibility of its application in offshore oilfields needs to be studied. A heat transfer model for the flow of liquid nitrogen in large-scale fractures was built to analyze the fracture initiation capacity of liquid nitrogen fracturing in low-permeability reservoirs in the Bohai oilfield. Combined with the proppant carrying effect of conventional hydraulic fracturing，the required displacement and liquid volume of liquid nitrogen as a proppant carrying fluid were evaluated. Finally，the operation pressure and scale of liquid nitrogen fracturing were comprehensively considered，and the applicability of liquid nitrogen fracturing in offshore oilfields was analyzed. The results show that increasing the injection rate of liquid nitrogen is an effective means to expand the fracture initiation range of complex fractures. When the liquid nitrogen is injected at a flow rate of 4.32 m³/min for 60 minutes，complex fractures with a half-length of 44 m is created. As a proppant carrying fluid，liquid nitrogen requires a displacement of 9-14 m³/min to achieve the proppant carrying placement effect of conventional hydraulic fracturing fluid. Moreover，based on the characteristics of offshore operations，two offshore liquid nitrogen fracturing processes，i.e. liquid nitrogen proppant carrying fracturing and liquid nitrogen composite fracturing，were proposed. The liquid nitrogen composite fracturing process has the conditions for offshore implementation，and are expected to become an important technical reserve for the exploitation of low-permeability reservoirs in the Bohai oilfield.

liquid nitrogen fracturing; Bohai oilfield; low-permeability reservoir; fracture initiation capacity; solid carrying capacity; hydraulic fracturing; applicability

0 引 言

渤海低滲砂巖儲層主要分布在東營組和沙河街組，埋深3 200～4 500 m，儲層溫度為120～150 ℃，地應(yīng)力差達(dá)到5～10 MPa。壓裂是渤海低滲儲層改造的主要手段，但是常規(guī)水力壓裂在渤海低滲儲層應(yīng)用時面臨產(chǎn)量遞減快和穩(wěn)產(chǎn)期短的問題，原因主要有2個：首先，由于地應(yīng)力差較大，水力壓裂后多形成單一平面裂縫，儲層改造體積??；其次，由于周圍井的長期開采，導(dǎo)致地層壓力不足，壓裂液破膠后的殘渣難以返排，降低了有效支撐縫長。此外，儲層壓力不足還導(dǎo)致了泄油效率降低的問題。因此，形成復(fù)雜裂縫，提高地層能量成為渤海低滲儲層改造的關(guān)鍵。

液氮壓裂是一種相對較新的非常規(guī)儲層改造技術(shù)，具有無水、無儲層損傷、環(huán)境友好等優(yōu)點^［1］。液氮是一種無色無味、惰性的清潔液體，在常壓下的沸點為77 K （-196 ℃）。基于其超低溫特點，采用液氮作為壓裂流體成為非常規(guī)儲層改造研究中的熱點。1997年，B.W.MCDANIEL等^［2］進(jìn)行了液氮壓裂現(xiàn)場試驗，結(jié)果顯示，液氮壓裂后初期增產(chǎn)效果顯著。此后，國內(nèi)外諸多學(xué)者對液氮低溫?fù)p傷巖石機(jī)理和液氮壓裂機(jī)理進(jìn)行了大量研究。研究結(jié)果表明，液氮壓裂主要有以下優(yōu)勢：①低溫液氮與巖石接觸時，會形成較大的熱應(yīng)力，可以降低起裂壓力，誘導(dǎo)主裂縫轉(zhuǎn)向，并在主裂縫周圍形成大量熱應(yīng)力微裂縫，可形成水力裂縫-熱應(yīng)力裂縫-天然裂縫交互的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)^［3-7］；②液氮受熱易膨脹，在地層溫壓條件下，超臨界氮將膨脹至原始液氮體積的8倍，從而增大縫內(nèi)流體凈壓力，促進(jìn)裂縫延伸^［8-9］；③液氮黏度低，壓裂過程中易激活天然裂縫^［6］；④液氮壓裂不會造成水敏、水鎖等儲層傷害^［10］；⑤注入液氮可以增大地層壓力，提高泄油效率^{［6，11］}。

液氮壓裂所具備的優(yōu)勢從理論上可以解決渤海油田低滲儲層不易形成復(fù)雜裂縫和儲層壓力低的問題。在之前的研究中，HONG C.Y.等^［12］通過室內(nèi)試驗驗證了液氮壓裂不同溫度的致密砂巖可以產(chǎn)生比常規(guī)水力壓裂更復(fù)雜的裂縫。但是這些試驗的研究尺度較小，無法說明低溫液氮能否在渤海低滲儲層條件下產(chǎn)生大范圍的復(fù)雜裂縫。此外，低滲砂巖儲層壓裂必須注入支撐劑以保證后期穩(wěn)產(chǎn)效果，但是由于液氮的黏度和密度很低，攜砂能力較差，其作為攜砂流體所需的排量和液量有待評估。再者，由于海上平臺和壓裂船的空間有限，能否滿足液氮壓裂作業(yè)的施工規(guī)模要求有待確定。

為了解決以上問題，本文通過建立液氮在大尺度裂縫內(nèi)的流動傳熱模型，分析了液氮壓裂在礦場尺度上制造復(fù)雜裂縫的能力；結(jié)合常規(guī)水力壓裂流體的攜砂效果，分析了液氮作為攜砂液需要的排量和液量；并綜合考慮液氮壓裂的施工壓力、施工規(guī)模，針對海上作業(yè)特點，提出了2種海上液氮壓裂模式；研究了液氮壓裂技術(shù)在渤海低滲儲層改造中應(yīng)用的可行性。

1 液氮壓裂造縫能力分析

1.1 液氮流動傳熱模型

采用理想的單裂縫模型進(jìn)行研究。以BZ 25-1油田為例，儲層厚度約為20 m，壓裂半縫長一般要求60～100 m，因此在模型構(gòu)建中，計算域為100.0 m×1.0 m×20.4 m的六面體，包括1個人工裂縫和包裹裂縫的砂巖儲層，裂縫的高度為20 m。由于實際壓裂裂縫寬度方向上的尺寸要遠(yuǎn)小于裂縫長度方向上的尺寸，所以可以假定平行裂縫中只存在切向流動，忽略裂縫寬度方向上的流動，采用降維方法對裂縫進(jìn)行表征，三維裂縫被二維平面取代，降低計算難度。整個計算域被劃分為17 850個網(wǎng)格，如圖1所示。以速度入口和壓力出口為邊界條件；出口壓力等于裂縫延伸壓力，該壓力設(shè)置為一個常數(shù)。給定儲層的初始溫度，儲層的溫度邊界為狄利克雷邊界。所有的外部邊界均設(shè)置為無流動邊界條件。此外，儲層的所有外部邊界的法向位移都受到約束。

液氮在裂縫中流動時，會使裂縫壁面巖石收縮，同時凍結(jié)裂縫周圍的孔隙流體，降低縫內(nèi)流動濾失，因此儲層在液氮冷凍下的滲透率變化難以計算，無法確定液氮在裂縫中流動時的濾失速度^［2］。對模型做出以下假設(shè)：①忽略裂縫內(nèi)部流體的濾失；②裂縫的幾何形狀是一個立方體，其表面彼此平行；③忽略裂縫內(nèi)流體在縫寬方向上的流動。

氮的物理性質(zhì)隨溫度和壓力發(fā)生變化。模型采用氮的真實物性參數(shù)進(jìn)行傳熱計算。利用有限元求解器模擬縫內(nèi)液氮流動傳熱，數(shù)值模型和模型驗證可以參考之前的研究^［13］。

1.2 模擬結(jié)果

1.2.1 注入時間

根據(jù)渤海低滲儲層的地質(zhì)參數(shù)對模擬參數(shù)進(jìn)行設(shè)置。渤海沙二段儲層延伸壓力約為50 MPa，溫度為400 K，彈性模量為20 GPa，泊松比為0.25，密度為2 500 kg/m³，比熱容為900" J/（kg·K），導(dǎo)熱系數(shù)為2.2 W/（m·K），熱膨脹系數(shù)為8×10^-6 K^-1。模擬中設(shè)置裂縫寬度為0.006 m，液氮注入速度為0.2 m/s，注入溫度為80 K。

圖2a為不同時刻下縫內(nèi)流體的溫度云圖。同一時刻下，隨著流動距離的增加，縫內(nèi)流體溫度升高。隨著時間延長，縫內(nèi)流體溫度持續(xù)下降，冷卻范圍逐漸增大。圖2b為不同時刻下縫周巖石應(yīng)力云圖。在入口附近，裂縫壁面巖石受拉應(yīng)力作用，距離入口越遠(yuǎn)，拉應(yīng)力越小，并逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閴簯?yīng)力。原因是在流動方向上的不同位置處，裂縫壁面接觸到的流體溫度不同?？拷肟谔幈诿媸湛s程度大，而遠(yuǎn)離入口處壁面收縮程度小，導(dǎo)致在流動方向上裂縫壁面由入口處向出口處收縮，溫度低的入口處受到拉應(yīng)力，溫度較高的出口處受到擠壓而產(chǎn)生壓應(yīng)力。此外，從圖2可以看出，隨注入時間延長，拉應(yīng)力影響區(qū)域增大，原因是冷凍區(qū)域增大，冷收縮范圍增大。

圖3為不同時刻下縫周巖石的應(yīng)力曲線。由圖3可知，在裂縫入口處形成的拉應(yīng)力最大，約為44 MPa。由于主裂縫一般沿最大水平主應(yīng)力方向，只有在裂縫壁面上克服最大水平主應(yīng)力才能開啟分支裂縫。而渤海低滲儲層最大水平主應(yīng)力約為60 MPa，液氮低溫冷凍產(chǎn)生的拉應(yīng)力不足以克服該應(yīng)力直接形成分支縫。但是冷凍產(chǎn)生的拉應(yīng)力可以減小水平主應(yīng)力差，降低分支裂縫的開啟難度。渤海低滲儲層水平主應(yīng)力差為5～10 MPa，當(dāng)?shù)蜏乩鋬鲈诹芽p壁面上形成的拉應(yīng)力高于該值時，說明在壓裂時可以同時開啟最大水平主應(yīng)力和最小水平主應(yīng)力方向上的裂縫，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。因此裂縫壁面上冷收縮產(chǎn)生的拉應(yīng)力越大，越容易形成復(fù)雜裂縫。

隨著距縫口的距離增加，拉應(yīng)力逐漸減小，并最終轉(zhuǎn)變?yōu)閴簯?yīng)力，這與拉應(yīng)力云圖相符合。說明在液氮壓裂過程中，井筒周圍容易形成復(fù)雜裂縫。隨著注入時間的延長，拉應(yīng)力影響范圍增大；在注入120 min后，拉應(yīng)力影響范圍達(dá)到42 m，說明注入時間會促進(jìn)更大范圍的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形成。但是延長注入時間會提高液氮用量。表1為縫內(nèi)流速為0.2 m/s時，不同注入時間所需的液氮用量。由表1可知，注入120 min后，將消耗345.6 m³液氮。

1.2.2 注入速度

圖4為不同注入速度（v_in=0.1、0.2、0.3 m/s）下注入60 min時的裂縫溫度分布云圖。從圖4可以看出，裂縫內(nèi)流體溫度隨注入速度的延長而降低。這說明低溫流體的快速注入加快了裂縫內(nèi)的熱交換速度。

圖5為不同注入速度下60 min時的裂縫壁面應(yīng)力分布曲線。隨著流速增大，同一時刻下拉應(yīng)力的影響范圍擴(kuò)大。當(dāng)注入速度增大到0.3 m/s，拉應(yīng)力影響范圍達(dá)到44 m，說明提高注入速度，會促進(jìn)更大范圍的復(fù)雜裂縫形成。

表2為不同縫內(nèi)流速所需的液氮注入排量，以及泵注60 min所需的液氮用量。與表1對比可以發(fā)現(xiàn)，采用低排量長時間的液氮注入模式，拉應(yīng)力所影響的裂縫半長小于大排量短時間注入所影響的裂縫半長。原因是大排量下，液氮在裂縫中的運移速度快，與裂縫兩側(cè)巖石的接觸傳熱時間短，能快速接觸裂縫深處未被冷凍的新區(qū)域。因此，在相同液氮注入體積下，提高注入排量是擴(kuò)大液氮低溫影響區(qū)域的有效手段，也是擴(kuò)大復(fù)雜裂縫造縫范圍的有效手段。

2 液氮壓裂攜砂能力分析

非常規(guī)油氣井的產(chǎn)量與注入支撐劑的量成正比^［14-15］。WEN H.T.等^［16］通過建立支撐劑縫內(nèi)運移模型，評價了小尺度裂縫內(nèi)液氮的攜砂能力。通過觀察支撐劑運移過程中的無量綱平衡高度（Equilibrium Dune Level，EDL）來評價支撐劑的運移效率。無量綱平衡高度H是砂丘在裂縫內(nèi)達(dá)到平衡時的高度與裂縫高度的比值，計算式為：

H=H_D/H_C×100%（1）

式中：H為無量綱平衡高度；H_D為砂丘平衡高度，m；H_C為裂縫高度，m。

無量綱平衡高度越低，說明支撐劑越容易運移到裂縫深處，壓裂液的攜砂能力越好^［17-18］。根據(jù)模擬結(jié)果^［16］，當(dāng)支撐劑粒徑和密度一定時，液氮和清水?dāng)y砂的無量綱平衡高度與支撐劑體積分?jǐn)?shù)和縫內(nèi)流體流速有明顯的相關(guān)性。清水?dāng)y砂的無量綱平衡高度H_w計算公式為：

H_w=-72.12v_in+126.02C^{0.173 3}+14.94（2）

液氮攜砂的無量綱平衡高度H_N計算公式為：

H_N=-44.92v_in+118.15C^0.123+9.07（3）

式中：H_w和H_N分別為清水?dāng)y砂和液氮攜砂的無量綱高度，%；C為支撐劑體積分?jǐn)?shù)，%。

在常規(guī)壓裂中，清水壓裂的攜砂能力最差，施工時含砂體積分?jǐn)?shù)最低，通過對比液氮和清水壓裂，可以計算達(dá)到常規(guī)水力壓裂攜砂鋪置效果所需的最小液氮排量。表3為X井清水壓裂施工中攜砂階段泵注工序。假設(shè)液氮壓裂和清水壓裂形成的裂縫截面相同，其裂縫寬度為6 mm，高度為20 m，主裂縫為雙翼縫。根據(jù)公式（2），可以得到清水的縫內(nèi)流速和清水?dāng)y砂的無量綱平衡高度H_w。

由表3可以發(fā)現(xiàn)，清水?dāng)y砂無量綱平衡高度約為70%。根據(jù)公式（3），如果液氮攜砂要達(dá)到清水?dāng)y砂的無量綱平衡高度，需要的液氮縫內(nèi)流速和泵注工序見表4。

通過以上實例對比可以發(fā)現(xiàn)，采用液氮作為攜砂液時，要達(dá)到常規(guī)清水壓裂的攜砂效果，需要的液氮施工排量約為9 m³/min，該排量為液氮攜砂達(dá)到常規(guī)水力壓裂鋪砂效果的最小施工排量。

海上普遍采用凍膠攜砂，由于之前的研究并未對比液氮和凍膠的攜砂能力，所以假設(shè)凍膠攜砂時，縫內(nèi)砂堤的無量綱平衡高度也為70%。以海上Y井凍膠壓裂施工為例，計算了要達(dá)到凍膠壓裂攜砂鋪置效果所需的液氮排量和液量，結(jié)果如表5所示。

該井采用液氮作為攜砂液，達(dá)到相同的鋪砂效果，需要的液氮用量為366.09 m³，最大排量為13.87 m³/min，該值可以作為液氮攜砂達(dá)到常規(guī)水力壓裂攜砂鋪置效果所需的最大排量。因此，采用液氮作為攜砂液，所需的排量為9～14 m³/min。

3 海上液氮壓裂適用性分析

3.1 施工壓力預(yù)測

渤海低滲儲層壓裂井常采用?244.48 mm（95/8 in）技術(shù)套管+?177.80 mm（7 in）尾管完井。對于直井，?244.48 mm技術(shù)套管下入深度約3 000 m ，?177.80 mm（7 in）尾管下入深度約3 600 m。在液氮壓裂中，需要環(huán)空注入氮氣對輸送管道進(jìn)行隔熱。因此，液氮壓裂無法采用光套管壓裂工藝。海上常用的壓裂管柱組合為?139.70 mm（5.5 in）管柱+?101.60 mm（4 in）管柱，其中?139.70 mm管柱下入到?244.48 mm技術(shù)套管鞋處，下接?101.60 mm管柱到壓裂層位。采用該壓裂管柱組合計算液氮壓裂時不同排量下的井口預(yù)測壓力。由于目前尚未有關(guān)于不同管徑下液氮的流動摩阻文獻(xiàn)，通過數(shù)值計算預(yù)測了?139.70 mm管柱和?101.60 mm管柱內(nèi)液氮的流動摩阻。

管柱內(nèi)流體雷諾數(shù)計算公式為：

式中：Re為雷諾數(shù)；ρ為流體密度，kg/m³；v為管內(nèi)流體流速，m/s；L為特征長度，對于圓管，其值為圓管直徑，m；μ為流體黏度，Pa·s。

當(dāng)采用1 m³/min的排量注入液氮到?139.70和?101.60 mm管柱內(nèi)時，管柱內(nèi)流體的雷諾數(shù)分別為615 606和880 888，遠(yuǎn)大于圓管臨界雷諾數(shù)2 300，可以判斷管內(nèi)流體流動狀態(tài)為湍流。由于雷諾數(shù)與流體流速呈正比，可以判斷在高于1 m³/min的注入排量下，管內(nèi)流體的流動狀態(tài)都為湍流。湍流狀態(tài)下管柱內(nèi)水力摩阻為^［19］：

式中：Δp為水力摩阻，Pa；l為管柱長度，m；d為管柱直徑，m；λ為水力摩阻系數(shù)；Z為系數(shù)，Z=68 m/Re；ε為管柱表面粗糙度，一般取15.2 μm^［20］。

該區(qū)塊地層破裂壓力約為55 MPa，盡管液氮壓裂具有降低破裂壓力的作用^［12］，但是為了安全施工，依然采用原始地層破裂壓力進(jìn)行計算。井口施工壓力計算公式為：

式中：p為井口預(yù)測壓力，MPa；p_f為地層破裂壓力，MPa；p_h為管內(nèi)液柱壓力，MPa。

該公式忽略了射孔孔眼摩阻和近井地帶裂縫彎曲摩阻。

由式（5）～式（7）可以計算不同排量下長3 000 m的?139.70 mm管柱和長600 m的?101.60 mm管柱內(nèi)的液氮流動摩阻以及井口預(yù)測壓力，結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，采用液氮作為壓裂液，當(dāng)施工排量達(dá)到9～14 m³/min時，管內(nèi)摩阻將達(dá)到31～73 MPa，井口施工壓力達(dá)到55～97 MPa。

3.2 壓裂管柱和地面管匯

常溫下?139.70 mm高強(qiáng)度管柱抗內(nèi)壓強(qiáng)度為106.9 MPa，?101.60 mm高強(qiáng)度管柱抗內(nèi)壓強(qiáng)度為134.4 MPa。根據(jù)前人的研究，液氮低溫冷凍對管柱的力學(xué)強(qiáng)度具有強(qiáng)化作用^［21］，因此采用高強(qiáng)度的?139.70和?101.60 mm管柱可以滿足液氮壓裂的抗內(nèi)壓需求。但是另一方面，液氮冷凍會大幅減弱管柱的沖擊韌性，使管柱在沖擊載荷下易發(fā)生脆斷。在液氮壓裂過程中，避免管柱振動可以提高液

氮壓裂的成功率。但是當(dāng)前并未有采用常規(guī)管柱進(jìn)行液氮壓裂的現(xiàn)場試驗，其可行性還有待研究。前人在液氮壓裂施工中，采用玻璃纖維管作為壓裂管柱，該材質(zhì)具有耐低溫沖擊性能^［2］，可以作為海上液氮壓裂的備用管柱。

在液氮壓裂過程中，常規(guī)的鋼結(jié)構(gòu)地面管匯和閥門會在冷凍下收縮，易造成管線泄漏和閥門抱死，因此需要采用熱膨脹系數(shù)小的特殊不銹鋼材料制作地面管匯和閥門^［2］。

3.3 施工規(guī)模和壓裂方式選擇

采用液氮作為攜砂液時，需要的排量達(dá)到9～14 m³/min。陸地常采用液氮進(jìn)行伴注壓裂^［22］，單臺液氮泵排量最大約為0.5 m³/min，占地約30 m^2［23］。如果采用該泵進(jìn)行液氮壓裂，至少需要18臺液氮壓裂泵才能達(dá)到液氮攜砂的最小排量，而當(dāng)前海上所用的拖輪和壓裂船空間不滿足設(shè)備擺放要求。因此，針對海上壓裂情況設(shè)計了2種壓裂方式。

（1）采用液氮作為攜砂液。液氮作為攜砂液需要建造大型液氮壓裂船，采購或研發(fā)大排量液氮壓裂泵，以滿足9～14 m³/min的施工排量。這種方式的優(yōu)勢在于全程采用液氮作為工作液，在前置液階段也可以進(jìn)行大排量液氮壓裂施工，改造體積和裂縫復(fù)雜程度更大。但是這種壓裂方式對壓裂船、壓裂泵及壓裂管柱等壓裂設(shè)備的要求較高，前期研發(fā)時間長，成本高。

（2）采用液氮復(fù)合壓裂工藝。復(fù)合壓裂工藝先泵注液氮進(jìn)行低溫壓裂，然后再進(jìn)行常規(guī)水力壓裂，注入攜砂液支撐裂縫。這種方法的可行性在煤層壓裂中得到了理論驗證^［24］。該方式采用液氮造縫，常規(guī)壓裂液擴(kuò)縫并攜砂^［24］，對于液氮施工排量沒有要求，前人在液氮壓裂現(xiàn)場試驗時采用的最大施工排量為2.3 m³/min。如果采用3 m³/min的排量，6～7臺液氮壓裂泵便能滿足排量需求，當(dāng)前海上所用的拖輪和壓裂船空間也可以滿足設(shè)備擺放要求。在壓裂時，可以由液氮壓裂船先進(jìn)行液氮壓裂，完成泵注后，液氮壓裂船移走開展下一口井的液氮壓裂施工，液氮壓裂后的井將由常規(guī)壓裂船接替，進(jìn)行常規(guī)水力壓裂。

此外，液氮壓裂需要的液氮用量較大，可以選用購買液氮和現(xiàn)場制氮2種方式，以滿足需求。常用的液氮制備方法包括深冷空分制氮法和膜分離法。前者的制氮能力強(qiáng)，但是設(shè)備占地面積巨大，約500 m²，當(dāng)前海上平臺和常規(guī)壓裂船無法滿足設(shè)備擺放要求。后者占地面積小，單臺制氮機(jī)占地約15 m²，但是制氮能力最大為0.062 m³/h。

液氮攜砂壓裂需要的液氮量可能達(dá)到上千立方米。如果采用購買液氮的方式，液氮的成本約為每立方米1 000元，單次壓裂的液氮成本約為100萬元。如果采用現(xiàn)場制氮的方式，配備的大型液氮壓裂船需要滿足上千立方米液氮儲罐和一套深冷空分制氮裝置的占地空間，前期壓裂船造價和制氮裝置成本較高。

液氮復(fù)合壓裂需要的液氮量為300～400 m³，可以形成約40 m長的復(fù)雜裂縫，考慮液氮預(yù)冷管線的損耗，則壓裂船需要配置500 m³的液氮儲罐。如果采用購買液氮的方式，單次壓裂的液氮成本約為50萬元。如果采用現(xiàn)場制氮的方式，在液氮儲罐外，還需配備10～15臺膜分離制氮機(jī)，用于制氮存儲。當(dāng)前常規(guī)壓裂船的甲板面積約為800 m²，可以滿足整套壓裂設(shè)備的擺放要求。

根據(jù)以上分析，由于當(dāng)前海上平臺和壓裂船空間受限，全程采用液氮作為工作液進(jìn)行壓裂，需要研發(fā)大型液氮壓裂船和適用于壓裂船的大型制氮設(shè)備及液氮壓裂泵，前期研發(fā)和制造成本較高。但是這種大排量全程泵注液氮壓裂的方式形成的拉應(yīng)力影響范圍大，裂縫復(fù)雜，改造效果好，且泵入地層的液氮量大，能為儲層補(bǔ)充更多能量，可以作為前沿技術(shù)進(jìn)行研發(fā)。當(dāng)前階段，將常規(guī)壓裂船改造成液氮壓裂船，采用液氮復(fù)合壓裂工藝可能更適用于渤海低滲儲層。

4 結(jié) 論

（1）液氮低溫冷凍能在裂縫壁面上產(chǎn)生拉應(yīng)力，從而降低水平應(yīng)力差，形成復(fù)雜裂縫。

（2）在相同液氮注入體積下，提高注入排量是擴(kuò)大液氮低溫影響區(qū)域的有效手段，也是擴(kuò)大復(fù)雜裂縫造縫范圍的有效手段。

（3）采用液氮作為攜砂液，達(dá)到常規(guī)水力壓裂攜砂鋪置效果所需的排量為9～14 m³/min。

（4）由于海上平臺和壓裂船空間受限，液氮攜砂壓裂工藝的前期成本較高。當(dāng)前采用液氮復(fù)合壓裂工藝更適用于渤海低滲儲層。

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第一作者簡介：李君寶，高級工程師，生于1977年，2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上完井及壓裂相關(guān)研究工作。地址：（300452）天津市濱海新區(qū)。email：lijb2@cnooc.com.cn。