高天宇

（大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江 大庆 163818）

摘  要：通过对高能气体压裂技术的机理、参数及工艺进行优化设计，研究该技术在低渗透油藏增产增注中的应用效果。以某低渗透油藏区块10口井为对象进行压裂效果的系统评价，结果表明，低浓度滑溜水预处理+阶梯式气体脉冲压裂复合工艺可形成多尺度裂缝网络，优化后储层渗透率最大值达80%；采用分区域动态焖井与多粒径支撑剂协同工艺，累计增注量达72m³，该技术方案具有良好的增注效果与成本优势，可为低渗透油藏开发提供参考。

关键词：油田增产增注；高能气体；压裂技术;分区域动态焖井；多粒径支撑剂协同

0 引言

石油和天然气资源的不断开发，使得低渗和特低渗油藏已经成为了油田开发的主要目标。低渗透率、低孔隙度和非均质性是导致其天然产能低下和开采困难的主要原因，常规注水开发存在储层污染堵塞、井间连通性差、注水压力上升等问题，欠注井比例逐年增加，严重制约了注采平衡和采收率的提高。

目前的增注技术如酸化和常规压裂等，都存在着成本高、有效期短和重复措施效果差的问题。例如，长庆油田经过几轮挖潜改造后，采收率明显下降。一般酸化措施的有效期<100d，高能气体压裂因其独特的优点而备受关注。为此，提出了一种可控释放高压气脉冲改造储层、形成复杂缝网、提高渗流能力的新方法，为低渗油藏增产增注提供一条新途径，并结合同类技术的应用经验，对高能气体压裂的机理、优化方法和现场应用效果进行系统的探讨。

1 案例概述

以某低渗透油藏区块为研究对象，该区块储层平均渗透率2.8x10^-4μm2，地层压力系数0.62，原油黏度35.2mPa·s，属典型低渗稠油油藏。长期注水开发后，35%的注水井出现欠注问题，常规酸化措施后平均有效期仅72d，单井日增注量<15m³，压裂措施成本高达常规工艺的1.8倍，且缝网控制难度大，易引发层间窜流。

针对上述问题，该区块引人高能气体压裂技术，通过集成脉冲气体生成控制、多阶段压力调控及动态裂缝监测技术，创新形成“低浓度滑溜水预处理+阶梯式气体脉冲压裂”复合工艺。现场试验10口井，重点优化气体生成量、脉冲频率及焖井时间等参数，旨在解决储层改造体积不足、能量衰减快等技术难题，实现高效增注与成本控制的双重目标。

2 油田增产增注中高能气体压裂技术研究

2.1 高能气体压裂技术机理

高能气体压裂的核心机理是高压气体多相化作用和储层能量动态调控的协同作用，由化学剂反应或物理作用产生的高压气体在井筒中形成周期性压力脉冲，其压力可以在很短的时间内超过油藏破裂压力，从而触发岩石的剪切和拉张破坏。注气后随地层条件变化而发生相变，同时具有气体扩散能力和类液相渗透性，可渗透到基质微纳尺度孔隙中，在毛细力重构和黏性指进作用下形成多尺度缝网。高压气体与油藏原油相互作用，降低油水界面张力，促进原油体积膨胀，形成连续流动相，突破低渗透油藏原油边界层约束作用，提高原油流动性。同时，瓦斯的可压缩特性赋予其弹性储能特性，脉冲注人可在裂隙尖端形成非稳态压力波动场，诱导天然裂缝剪切滑移和二次起裂扩展，形成多级脉动激发缝系。在此基础上，利用气与地层水作用产生的酸性物质溶解长石类矿物和黏土胶结物，形成次生孔隙和微裂缝，进一步优化渗流通道，延长裂缝导流能力。针对低温储层，通过调控产气速率使井周温降梯度平衡，抑制冷伤害引起的渗透率劣化，保证改造效果稳定。

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