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[摘 要]目前，高能气体压裂（简称HEGF）是国内油田增产增注的一项新颖的逐步成熟的工艺技术措施，阐述了HEGF的影响因素、装药设计及选择施工参数时应注意的事项。简单介绍了HEGF现场应用情况、选井原则和措施强度，并对HEGF进行了简单的评价和总结。
[关键词]高能气体压裂；工艺技术；计算方法；效果
中图分类号：TE357.11 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）07-0380-01
一、影响因素
1.1 油层渗透率的影响
一般渗透率>70×103μm2的油井适宜采取高能气体压裂措施，效果最为理想，而渗透率较小时，岩性越致密，措施效果越差，渗透率与措施增油量存在近似正相态关系，地层渗透率越高，增产效果越好。
1.2 射孔参数的影响
（1）射孔厚度的影响。高能气体作用于地层，起主要作用的是射孔段厚度，一般适合于高能气体压裂的油井射孔段厚度在3～5m。
（2）射开程度的影响。高能气体压裂时若射开程度过小则在井底造成较大的压力损失，若射开程度过大，可能造成处理半径过小或使油层与下部底水窜通而影响到措施效果。一般在射开程度为18%～32%时效果最好。
（3）射孔炮眼数的影响。高能气体压裂时，其能量由射孔炮眼传递给地层，当射孔炮眼数较少时，火药爆炸时产生的气体与地层的作用面也相对减少，不利于发挥其作用，从其射孔炮眼数和增油量关系可看出，较适合的射孔炮眼数为30～50孔。
1.3 施工参数的适应性
压前不彻底洗井将会造成脏物被推入地层形成新的堵塞而降低措施效果。压后不彻底洗井则会因高能气体压裂过程中的高温冲击、震动等物理作用造成套管内壁、油管外壁的蜡块、垢块及其脏物聚集井底，下泵后会很快堵塞套管孔眼，影响抽油泵正常工作。措施后的及时排液，能起到强化措施效果的目的。高能气体压裂时产生的高压气体作用于地层后，无机堵塞物的颗粒和溶解的有机堵塞物仍滞留于微裂缝和空隙通道中，若不及时排液疏通孔道，会造成二次污染，影响措施效果。
1.4 高能气体压裂的装药设计
在高能气体压裂过程中，用药量的大小是施工效果的直接影响因素，它决定了油气层的改造规模。根据国内外的研究经脸，在装药设计上的主要参数为：
（1）药量国内一般为20～30kg，最大可达60kg，而苏联可达100～200kg，对于液体药可装到每井次1000～1500kg；
（2）药本身的燃烧特性要根据压力曲线的要求来设计高能气体压裂的装药特性。一般在国内用药主要是双芳—3火药或液体推进剂，要做到峰值压力高，可达到90MPa，延缝压力40～70MPa左右，作用时间为10-2～10-3秒左右从而有效地破裂地层，产生裂缝；
（3）无壳弹的设计。无壳弹具有装药量大，工艺可靠等许多优点，是目前高能气体压裂的设计方向，有壳弹在施工过程中常出现卡弹的现象装药量不能提高，影响压裂效果。
二、选择施工参数应注意的事项
（1）压档方式。采用水柱压档，实践证明是比较适用的。
（2）环空介质。井眼环空介质的选择直接影响到是否会对油层产生二次污染。采用活性水（0105%杀菌剂+012%粘土稳定剂+013%助排剂）以保护油层。今后应在结蜡、水敏地层要逐步完善以清蜡剂或清蜡剂+酸（HCl）替到油层位置作为油层保护液，以使高能气体压裂效果更好。
（3）负压值或井眼液柱高度。选择最佳的环空临界负压值，是高能气体压裂利用其负压效应增产的关键，特别是在边底水油藏储层压力较低，井眼内液柱高度既要满足高能气体压裂时气体能量传递给地层使地层破裂，又要使近井地带的污染堵塞得以清除，所以要求P静液柱-P油层≤0。目前井眼内液面在距井口500～700m左右达到产生负压效应的目的，取得了较好的增产效果。
三、选井原则及措施强度
（1）选井原则。钻井或其它作业过程中有明显伤害或污染的井；先期水力压裂效果好，但近期产量下降的井；地层压力较高，产量明显降低的井；底水资料清楚，但未出现明显底水锥进的井；因结垢、结蜡造成近井地带堵塞的井；对水、酸有敏感性的井。对于以上各类井要求地层渗透率大于70×10-3μm2，射孔厚度大于3m，射开程度为18%～32%之间。
（2）措施强度。利用高能气体压裂油层，在近井地带形成微小裂缝，并结合其它工艺技术产生负压吞吐效应，达到解堵为主、小范围内改造为辅的目的，从而提高油井产量。其处理强度，加药量50～70kg，其峰值压力在45～60MPa，水力压档液柱高度500～700m，负压值3～5MPa，尽量采用负压高能气体压裂为主。
四、应用效果
1993年10月至12月，俄罗斯专家与中原油田合作进行了3口井现场施工试验。其中，两口油井取得了十分明显的增产效果，一口注水井由于选井时对情况不太清楚。施工后取得了一定的增注效果，但未达到设计要求。3口井的选井选层要求是水力压裂工艺难以获得理想的经济增产效果的薄油层。例如文13—267井，施工井段3338.0—3354.4m，4层12.7m厚.作业前气举生产，日产液2.7t旧产油2.3t。于1993年11月13日按设计步骤一次成功地进行了HEGF施工，实注ГОСl000kg，实用固体药20kg，燃烧产生的峰压约70.7MPa，大于油層岩石破裂压力（68.5MPa），小于最大水平主应力（约92.4MPa）和垂向应力（约80.6MPa），因此，处理层有条件产生双翼对称垂直裂缝，缝长约11.6m，缝宽约0.25mm。HEGF施工后于93年11月17日气举生产，初产液23.9t/d，产油17.3t/d，日增油15t，到1994年3月产油仍为12t/d。卫22—19井，施工井段2797.6～2805.5m，2层4.4m厚，1991年8月水力压裂投产，之后又增水力压裂一次，作业前泵抽液8.9t/d，油7.4t/d。于1993年11月14日HEGF施工，实用固体药85kg，分两次燃烧，产生峰压约61.5Mpa，接近油层岩石破裂压力（约62MPa），大于最小水平主应力（约57MPa），小于最大水平主应力（约87MPa）和垂向应力（约65MPa），使原有的闭合了的水力缝重新开启，支撑剂重新堆集排列，极大地提高了近井导流能力。因此，于11月25日下原管柱生产，初产液22.3t/d，产油18.3t/d，日增油10.9t。
五、结论
高能气体压裂要完全代替水力压裂或酸化压裂是不现实的。结合各压裂增产措施，并针对气藏开发中存在的问题，走综合压裂的道路是今后的发展趋势。
（1）钻井液滤失对地层渗透率产生严重的伤害。注水泥固井过程中水泥滤失也使地层渗透率降低。射孔完井过程由于射孔深度不够，在孔眼周围易形成压实堵塞和低渗透率的粉碎岩石致密区。
（2）粘土矿物与钻井、完井、固井等注入地层的流体相遇，产生的粘土膨胀和微粒运移是伤害地层的两种重要形式。
（3）水力压裂与酸化压裂若处理不当。如凝胶堵塞。支撑剂破碎或酸化产生的疏松固体微粒返回到井筒等是岩石损伤机理的根源。高能气体压裂能克服水力压裂与酸化压裂产生的弊端，同时产生的高温、高压气体能清除钻井、完井、固井等过程所引起的近井带污染。对地层污染小，不会对地层产生其它作用（如水敏、酸敏等），但也有其不足之处。由于所能提供的能量有限，只能在近井带形成短裂缝；固井质量差的井不能采用。HEG并能适用于低渗透油层改造，效果明显，具有很好的推广应用前景。对于酸敏不严重的油气层，HEGF工艺与酸化工艺相结合将会提高压裂效果。
[关键词]高能气体压裂；工艺技术；计算方法；效果
中图分类号：TE357.11 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）07-0380-01
一、影响因素
1.1 油层渗透率的影响
一般渗透率>70×103μm2的油井适宜采取高能气体压裂措施，效果最为理想，而渗透率较小时，岩性越致密，措施效果越差，渗透率与措施增油量存在近似正相态关系，地层渗透率越高，增产效果越好。
1.2 射孔参数的影响
（1）射孔厚度的影响。高能气体作用于地层，起主要作用的是射孔段厚度，一般适合于高能气体压裂的油井射孔段厚度在3～5m。
（2）射开程度的影响。高能气体压裂时若射开程度过小则在井底造成较大的压力损失，若射开程度过大，可能造成处理半径过小或使油层与下部底水窜通而影响到措施效果。一般在射开程度为18%～32%时效果最好。
（3）射孔炮眼数的影响。高能气体压裂时，其能量由射孔炮眼传递给地层，当射孔炮眼数较少时，火药爆炸时产生的气体与地层的作用面也相对减少，不利于发挥其作用，从其射孔炮眼数和增油量关系可看出，较适合的射孔炮眼数为30～50孔。
1.3 施工参数的适应性
压前不彻底洗井将会造成脏物被推入地层形成新的堵塞而降低措施效果。压后不彻底洗井则会因高能气体压裂过程中的高温冲击、震动等物理作用造成套管内壁、油管外壁的蜡块、垢块及其脏物聚集井底，下泵后会很快堵塞套管孔眼，影响抽油泵正常工作。措施后的及时排液，能起到强化措施效果的目的。高能气体压裂时产生的高压气体作用于地层后，无机堵塞物的颗粒和溶解的有机堵塞物仍滞留于微裂缝和空隙通道中，若不及时排液疏通孔道，会造成二次污染，影响措施效果。
1.4 高能气体压裂的装药设计
在高能气体压裂过程中，用药量的大小是施工效果的直接影响因素，它决定了油气层的改造规模。根据国内外的研究经脸，在装药设计上的主要参数为：
（1）药量国内一般为20～30kg，最大可达60kg，而苏联可达100～200kg，对于液体药可装到每井次1000～1500kg；
（2）药本身的燃烧特性要根据压力曲线的要求来设计高能气体压裂的装药特性。一般在国内用药主要是双芳—3火药或液体推进剂，要做到峰值压力高，可达到90MPa，延缝压力40～70MPa左右，作用时间为10-2～10-3秒左右从而有效地破裂地层，产生裂缝；
（3）无壳弹的设计。无壳弹具有装药量大，工艺可靠等许多优点，是目前高能气体压裂的设计方向，有壳弹在施工过程中常出现卡弹的现象装药量不能提高，影响压裂效果。
二、选择施工参数应注意的事项
（1）压档方式。采用水柱压档，实践证明是比较适用的。
（2）环空介质。井眼环空介质的选择直接影响到是否会对油层产生二次污染。采用活性水（0105%杀菌剂+012%粘土稳定剂+013%助排剂）以保护油层。今后应在结蜡、水敏地层要逐步完善以清蜡剂或清蜡剂+酸（HCl）替到油层位置作为油层保护液，以使高能气体压裂效果更好。
（3）负压值或井眼液柱高度。选择最佳的环空临界负压值，是高能气体压裂利用其负压效应增产的关键，特别是在边底水油藏储层压力较低，井眼内液柱高度既要满足高能气体压裂时气体能量传递给地层使地层破裂，又要使近井地带的污染堵塞得以清除，所以要求P静液柱-P油层≤0。目前井眼内液面在距井口500～700m左右达到产生负压效应的目的，取得了较好的增产效果。
三、选井原则及措施强度
（1）选井原则。钻井或其它作业过程中有明显伤害或污染的井；先期水力压裂效果好，但近期产量下降的井；地层压力较高，产量明显降低的井；底水资料清楚，但未出现明显底水锥进的井；因结垢、结蜡造成近井地带堵塞的井；对水、酸有敏感性的井。对于以上各类井要求地层渗透率大于70×10-3μm2，射孔厚度大于3m，射开程度为18%～32%之间。
（2）措施强度。利用高能气体压裂油层，在近井地带形成微小裂缝，并结合其它工艺技术产生负压吞吐效应，达到解堵为主、小范围内改造为辅的目的，从而提高油井产量。其处理强度，加药量50～70kg，其峰值压力在45～60MPa，水力压档液柱高度500～700m，负压值3～5MPa，尽量采用负压高能气体压裂为主。
四、应用效果
1993年10月至12月，俄罗斯专家与中原油田合作进行了3口井现场施工试验。其中，两口油井取得了十分明显的增产效果，一口注水井由于选井时对情况不太清楚。施工后取得了一定的增注效果，但未达到设计要求。3口井的选井选层要求是水力压裂工艺难以获得理想的经济增产效果的薄油层。例如文13—267井，施工井段3338.0—3354.4m，4层12.7m厚.作业前气举生产，日产液2.7t旧产油2.3t。于1993年11月13日按设计步骤一次成功地进行了HEGF施工，实注ГОСl000kg，实用固体药20kg，燃烧产生的峰压约70.7MPa，大于油層岩石破裂压力（68.5MPa），小于最大水平主应力（约92.4MPa）和垂向应力（约80.6MPa），因此，处理层有条件产生双翼对称垂直裂缝，缝长约11.6m，缝宽约0.25mm。HEGF施工后于93年11月17日气举生产，初产液23.9t/d，产油17.3t/d，日增油15t，到1994年3月产油仍为12t/d。卫22—19井，施工井段2797.6～2805.5m，2层4.4m厚，1991年8月水力压裂投产，之后又增水力压裂一次，作业前泵抽液8.9t/d，油7.4t/d。于1993年11月14日HEGF施工，实用固体药85kg，分两次燃烧，产生峰压约61.5Mpa，接近油层岩石破裂压力（约62MPa），大于最小水平主应力（约57MPa），小于最大水平主应力（约87MPa）和垂向应力（约65MPa），使原有的闭合了的水力缝重新开启，支撑剂重新堆集排列，极大地提高了近井导流能力。因此，于11月25日下原管柱生产，初产液22.3t/d，产油18.3t/d，日增油10.9t。
五、结论
高能气体压裂要完全代替水力压裂或酸化压裂是不现实的。结合各压裂增产措施，并针对气藏开发中存在的问题，走综合压裂的道路是今后的发展趋势。
（1）钻井液滤失对地层渗透率产生严重的伤害。注水泥固井过程中水泥滤失也使地层渗透率降低。射孔完井过程由于射孔深度不够，在孔眼周围易形成压实堵塞和低渗透率的粉碎岩石致密区。
（2）粘土矿物与钻井、完井、固井等注入地层的流体相遇，产生的粘土膨胀和微粒运移是伤害地层的两种重要形式。
（3）水力压裂与酸化压裂若处理不当。如凝胶堵塞。支撑剂破碎或酸化产生的疏松固体微粒返回到井筒等是岩石损伤机理的根源。高能气体压裂能克服水力压裂与酸化压裂产生的弊端，同时产生的高温、高压气体能清除钻井、完井、固井等过程所引起的近井带污染。对地层污染小，不会对地层产生其它作用（如水敏、酸敏等），但也有其不足之处。由于所能提供的能量有限，只能在近井带形成短裂缝；固井质量差的井不能采用。HEG并能适用于低渗透油层改造，效果明显，具有很好的推广应用前景。对于酸敏不严重的油气层，HEGF工艺与酸化工艺相结合将会提高压裂效果。