式中：
σmax——岩石最大主应力Pr≈0.025H（MPa）H——井深（m）
我们知道，地层的水平应力一般为上覆岩石压力的1/3左右，也有研究人员认为，最大压力Pmax应当为Pmax≥（1.5～2）σmax
无疑，二者的差距是相当大的。
根据我们在塔里木的实验结果，LN48井施工段平均井深为4449m，估算岩石压力为111.2Mpa，施工最大实测压力为123.87Mpa，二者之比为1：
11；LN31井施工段平均井深为4435.5m，估算岩石压力为110.89Mpa，施工最大实测压力为100.67Mpa，二者之比为0.91。
实践证明，这两口井都压开了，其最大压力接近或者超过了第一个界限。
由于我们没有用含同岩性测得的应力应变曲线，所以无法用公式计算破裂压力。
从用夹层岩心测得的应力-应变曲线看，以这个最大压力是压不开夹层的。
根据LN31和LN48井的水力压裂资料，大致同一层段的破裂压力分别为75.5Mpa和72.5Mpa，高能气体压裂施工的最大压力均超过100Mpa，已超过了储层岩石的弹性极限，这样形成的裂缝由于塑性变形是不会闭合的。
2.3.3裂缝自行支撑理论
HEGF施工中虽然未加支撑剂，但裂缝不会自行闭合，除了上述的塑性变形理论外，还有以下两种观点：
（1）剪切错位支撑
如图5所示，HEGF形成的多条径向裂缝是随机的，有的不垂直
于最小主应力方向。
在切应力τ作
用下，裂缝两侧产生相对移动，加
上岩石的剥落颗粒的支撑，使其形
成闭合不严的自行支撑的裂缝。
图5裂缝剪切错位示意图
（2）“岩石骨架松动”理论
该理论认为，岩石骨架所受地应力与岩石垂直应力σ1和水平应力σ2有关，它正比于（σ1-σ2），在切应力作用下，岩石颗粒变形，使孔隙度和渗透率增加。
由于剪应力值很高，且已进入塑性变形区，产生的是永久变形，虽无支撑裂缝也不闭合。
2.4多级脉冲加载压裂设计和延缝作用
由于采用不同种类不同燃速的药型，不同的装药结构和控制引燃方式，组合匹配。
多级分级控制，连续有序释放，每级之间既有相对的独立性，有保持整体的连续性。
不但能连续快速的促使地层裂缝的延伸与拓展，对地层压裂作用时间较一般的高能气体压裂装置提高3～5倍，有效提高了能量的利用率；而且由于压力分级连续控制释放，虽然总装药加大，但不会对套管造成伤害，大大提高了对地层的作用效果。
当第一级高压脉冲波，其压力大于地层破裂压力1.5～2.5倍，沿射孔通道进入地层，快速起裂压开层，形成3～8条裂缝，后续脉冲波连续补充能量，对地层再实施2～3次高压冲击波加载压裂，继续促使裂缝快速延伸，以进一步延伸地层裂缝，从而在地层形成较长的多裂缝体系。
从增产效果的角度讲，人们希望压力过程持续时间越长越好，压力过程越长，产生径向裂缝也越长。
然而，由于受燃烧速率量级的控制，火药在很短时间内就燃烧完毕，产生的气体会因来不及泄出，导致井内压力过高而引起套管破坏。
如果为了保护套管而把装药量降到很低的水平，压力过程持续时间则很短，HEGF的有效性就会大大降低。
为了解决增产效果和套管保护这一对矛盾，必须从控制火药的燃烧方式入手，多级脉冲加载复合技术的研究正是在这个方向上迈出了可喜的一步。
目前，有壳弹的压力持续时间在100～300ms之间，无壳弹的压力持续时间则为200～500ms，液体药压力持续时间为5～50s。
多级脉冲加载复合技术压力持续时间为1～5s，甚至更长。
2.5压力P－T时间曲线及分析
多级脉冲加载压裂复合技术主要研究方法包括理论研究、模拟试验设计、地面模拟试验及下井试验等，研究的关键技术参数压力上升时间。
图6、7为理论计算得到的单脉冲高能气体压裂与多级脉冲加载压裂的压力―时间对比曲线。
从图6、7可明显看出:
单脉冲高能气体压裂仅有一个峰值压力,而多级脉冲加载压裂技术形成多个脉冲加载,产生两个以上峰值压力,而且延长压力作用时间，时间延长2—10倍。
图6单脉冲P—T曲线图7多脉冲加载压裂P—T曲线
2.6压裂裂缝形态对比
图8单脉冲高能气体压裂图9多级脉冲加载压裂裂缝
裂缝长度示意图长度示意图
多级脉冲加载压裂复合技术通过控制装置控制多种组合药按设计工艺要求有规律燃烧，延长了压力作用时间，并形成一种随时间振荡起伏的对地层作用压力。
因而多级脉冲加载压裂吸收了振动对油流孔道的解堵、疏通、导流作用、对油水界面剪力、解除毛管力束缚作用的优点，有效增加了压裂裂缝的长度20%~40%。
图8、9分别显示了单脉冲高能气体压裂与多级脉冲加载压裂压裂效果示意图。
2.7延长压力作用时间
多级脉冲加载压裂复合技术比单脉冲高能气体压裂明显延长压力作用时间，从图10可以看出：
单脉冲高能气体压裂技术所产生压力曲线1压力达到最大值时持续时间较长，而后下降较快，这种压力曲线不利于压出较长的裂缝。
图10单脉冲与多脉冲压力曲线比较
多脉冲加载压裂技术曲线2达到最大值时持续时间较短，而后下降较慢，持续时间明显很长。
早期美国H.H.Mohaupt等为了充分利用推进剂把裂缝延伸的长一些，对装药结构做了改进，把药分为两段，第一段快速燃烧产生高压气体，利于多裂缝，第二段则慢燃速药，有利于延伸裂缝，整个过程压力-时间曲线如图6曲线2，压裂效果明显提高。
2.58主要技术指标
耐压：
50MPa
耐温：
120℃150℃
外径：
90mm100mm
电点火：
直流电流：
2A
交流电流：
2.5A
撞击点火：
工艺成功率100%
2.9技术装置结构设计
该技术装置主要由Ⅰ引爆装置；Ⅱ有壳内燃气体发生器;Ⅲ中心承载外燃泄气装置;Ⅳ全燃式气体发生器，由多种复合药型等组成。
引爆装置一般采用专用安全底火，以保证点火的可靠性；控制点火系统通过特殊设计的延时装置，控制逐级隔断燃烧，并保证多级复合药型连续燃烧，能量有序释放，满足形成多脉冲连续加载压裂地层的需要，这是该技术的独特之处和创新点。
多种复合药型的组配要根据地层条件及用药设计原则，优化组配，保证满足设计工艺要求。
2.10主要作用特点
经过一系列研究分析，我们可以看出，该技术的主要作用特点是：
1、提高了能量的利用率，装药结构设计更趋合理，在油井下作用过程更为科学，适合岩层起裂造缝特点，快燃速药起裂产生多裂缝，中、慢燃速药连续脉冲作用延伸裂缝，提高压裂效果。
2、提高了装药量，多级脉冲加载压裂复合技术由于合理控制火药的燃速，延伸裂缝的推进剂由于燃速较慢，峰值压力较低，所以其装药量可适当加大，不会损坏套管，而单脉冲高能气体压裂一次引燃，不可随意提高药量。
3、延长了对地层的作用时间，由于提高了中慢燃速的药量，井下作用时间延长，有利于延伸裂缝。
4、多脉冲高能气体以低频多脉冲波的振动方式作用于地层，加强了对油气流孔道的解堵、疏通、导流作用；5、可作为一项单独的增产技术，也可与酸化及水力压裂复合使用。
6、结构简单，使用安全，便于推广。
2.11现场试验及应用
多级脉冲加载压裂复合技术已先后在中原油田、辽河油田、胜利油田、塔里木油田、长庆油田等推广应用500余井次，总有效率85％。
如中原油田M120气井，井深2055～2078m，施工前基本不出，施工后是产量1.8万m3/d；M402气井，井深1512.5～1493.3m，施工后常量提高2.6倍，达1.2万m3/d。
安塞油田P46－13、W15－23均为特低渗油层，渗透率仅1～3md，施工后日注水量分别35m3、46m3，达到配注要求。
胜利河口Y16－1L801－7油井，施工井段分别为2917.5～2959.6m、1788.6～1799.09m，施工前均不出油，施工后日产量分别为8.9m3/d、13.4m3/d。
2.12适用范围及选井条件
从总体而言，多级脉冲加载压裂技术由于升压速率高，适用脆性地层，而塑性较强的地层不太适用。
适用的地质岩性有灰岩、白云化灰岩、白云岩及泥质含较小于10％的砂岩。
不甚适用的是泥岩、泥质含较高大于20％的泥灰岩及泥岩等。
对地层压力高含油饱和度高的区块及低渗油层也适用。
从工种条件看：
适用范围广探井储层评价、生产井解堵处理、注水井降压增注、天然裂缝发育及水敏酸敏油层改造、煤气层改造等。
从选井条件而言：
套管及固井质量良好合格、射孔密度及孔径符合设计要求、水层间隔层3—5m以上、近井地带堵塞严重、生产井有产油潜力、地层有一定的能量等。
2.13对套管的影响
高能气体压裂对有无套管损伤问题，在中原油田采油二厂濮6－6017井进行了试验测试。
试验测试井为注水井，射孔井段3315.4～3459.8m。
高能气体压裂前后采用36臂井径测试，测试井段为3280～3460m。
结论为“通过对压裂前后所测36臂井径曲线对比，高能气体压裂对套管损伤不重”。
多级脉冲压裂以可靠的延时控制技术控制压力释放，基本对套管无损伤。
3．煤层气多级脉冲加载压裂技术
由于我国煤层气井井深一般小于1000m、地层压力低、层薄、层多、破裂压力低、井较浅等地质特征，采油在油田使用的高能气体压裂技术显然不现实，主要存在施工安全不配套和地质效果难保证的问题。
因此，经综合分析和研究，以高能气体压裂新技术多级脉冲加载压裂技术为基础，开展煤层气多级脉冲加载压裂开发技术的试验研究，并进行煤气层压裂改造现场试验。
3.1作用原理
多级脉冲加载压裂技术作用机理是以多种不同压裂药优化组合匹配，通过特殊控制技术，逐级隔断燃烧，能量有序释放，通过射孔层段的孔眼通道进入地层，对地层实施多次连续高压脉冲波冲击加载压裂，促使地层产生和形成多条更长的裂缝网络体系，并沟通更多的天然裂缝，扩大有效的渗流面积，以及产生较强的脉冲震荡作用地层基质，以提高地层渗透性能，达到提高油气井产量的目的[6]。
3.2主要技术指标
耐压：
50Mpa；耐温：
120℃；外径：
70mm，90mm；点火方式：
撞击点火。
3.3设计方法
根据高能气体压裂技术药量设计方法，多级脉冲加载压裂每级峰值压力计算公式[6]：
式中：
m（i）：
i级装置；
f（i）：
i级火药力，J/g；
φ（i）：
i级达到峰值压力时火药燃烧的百分数，取0.5～0.6；
α（i）：
i级火药余容；
P0：
压档水柱压力（每级认为不变）；
V0：
燃烧时形成的空腔，一般清水压档套管空腔为30-40m，泥浆压档为15-25m。
计算每组多级脉冲加载压裂设计药量，确定装药结构和工艺设计。
峰值压力设计一般原则：
Pmax=1.5~2.5Pp＜Ps。
Pp：
地层破裂压力Mpa，Ps：
煤层套管屈服极限强度Mpa。
3．工艺设计研究
针对煤层气井一般井较浅，层多、层薄、夹层较多、较大，施工较复杂等特点，为保证煤层气多级脉冲加载压裂开发施工工艺的安全性、施工工艺的成功以及保证地层的有效压开，必须对工艺设计进行实验研究。
3.1分层分组压裂工艺设计结合煤层气井井身结构特点及煤层特征设计多级脉冲加载压裂装药结构。
主要装药结构工艺设计分为：
厚层分段压裂：
对整层超过20米的煤层，分段进行压裂，设计可采用8-12米为一段，分段分别进行多级脉冲加载压裂工艺；多层分组压裂：
对煤层小于2-3米的薄层、多层，可设计分组层压裂，每组层一般不超过15-20米，分组层分别进行多级脉冲加载压裂工艺；单层独立压裂：
对单层小于20米的煤气层，或对夹层超过7-10米的单层煤层，可设计单层独立压裂工艺。
分层分组压裂工艺设计，结合了油田浅井高能气体压裂应用的经验，研究了煤层气井的特殊性，其设计目标是保证煤气层多级脉冲加载压裂施工工艺安全可靠性和压裂效果。
3.2煤储层保护措施
由于井浅小于1000米，压井就非常重要的环节，实施煤气层多级脉冲加载压裂，必须有压井液压井。
在煤层压井液保护煤层方面，针对煤层地质特征，应充分考虑煤储层的保护措施，选择与煤层相匹配的压井液如乙醇、活性水、KCL溶液等，选择优质压井液避免对煤层气的伤害或者二次污染，有效保护煤储层。
3.3全封闭井口压裂
为进一步保证煤层气多级脉冲加载压裂工艺现场试验应用的效果，设计采用全封闭井口压裂工艺，以提高能量利用率，确保压开煤层，促使产生的地层裂缝充分拓展和延伸，在煤层形成更长的多裂缝体系，达到提高压裂效果的目的。
由于井深小于1000米，多级脉冲加载压裂压力可到达40-80Mpa，而静液柱压力仅10Mpa，如果不封闭井口，就根本压不住井，燃烧产生的高温高压气体能量就可能完全从井口泄掉，成为无效能量，而实际作用在地层的能量压力就非常小，达不到压开地层的目的。
所以，工艺设计采用全封闭井口压裂，井口应采用高压井口装置，一般井口应采用350型以上的井口装置。
4.现场试验
E-03井是中联煤层气有限责任公司在云南E区块组织施工的第三口煤层气钻井，目的是探索该区块煤层气勘探开发新途径，进一评价该区块煤层气的资源潜力和可采性。
为此，根据E-03井煤储层地质设计方案，进行E-03井射孔及多级多脉冲压裂施工方案设计，进行了现场试验应用。
设计方案分两部分，首先完成射孔施工，再完成多级多脉冲压裂施工。
施工过程：
首先完成射孔施工，射孔发射率为100%。
随后完成多级多脉冲压裂施工，施工程序如表4，分四个组层进行，以保证每层的压裂效果。
为保证安全和工艺的成功，施工工艺由开始的预留4-5mm缝隙泄压，至完全井口封闭式压裂，以提高了多脉冲压裂效果，也验证了全封闭的安全性，为高能气体压裂技术在煤层气的试验应用研究提供了宝贵的经验。
现场试验证明，煤气层多级脉冲加载压裂技术现场工艺试验应用工艺成功，设计方案是完全可行的，施工后点火火焰高度达半米以上，取得了初步效果。
5、技术服务费（基本费用）
5.1多脉冲压裂技术服务费根据煤气层压裂层位厚度计算，小于10米，单次作业8万元；
5.2复合射孔技术服务费，89抢配102弹，每米1.5万元（含起爆器、夹层抢、压裂药），一次作业应大于10米。
技术服务费根据具体煤层气井情况再详细算总价，以上费用不含税价。
吴晋军
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