一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法与流程

1.本发明属于压裂领域，尤其涉及砂岩和页岩水平井多簇分段压裂领域，更具体涉及一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法。


背景技术：

2.目前，水平井多簇分段压裂技术应用越来越普及，尤其在砂岩及页岩中一般采取套管完井方式为主，应用段内多簇压裂技术更为普遍。一般段内射孔簇数为2-3簇甚至3-5簇。然而多簇裂缝的起裂和延伸，并非想象得那样均匀，国内外大量监测资料表明，靠近跟部(a靶点附近)的裂缝普遍延伸较长，吸收的压裂液及支撑剂也较高，有时靠近跟部的第一簇裂缝可能吸收压裂液及支撑剂量的60％以上，靠近趾部(b靶点附近)的裂缝可能只吸收段内压裂液及支撑剂量的5％或10％。这个现象还具有普遍性，主要原因有：
3.1)一般水平井a，b靶点有50-400m的垂向高差，越靠近跟部，垂深越小，因此最小水平主应力越低，越容易破裂和延伸。而段内一般应力及物性等基本相当，垂向高差造成的应力差异最大；
4.2)水平井筒内存在压力梯度，越靠近跟部，水平井筒压力越高，也利于裂缝破裂和延伸；
5.3)支撑剂注入时因其与压裂液密度差较大，决定其跟随性差。携砂液经过靠近跟部的裂缝时，压裂液可以转向运移，而支撑剂由于流动惯性大，大部分滞留于水平井筒及靠近趾部的裂缝。支撑剂在运移过程中因压裂液转向的滤失效应，支撑剂浓度越来越高，最终在靠近趾部的裂缝及水平井筒内堆积堵塞，迫使后续注入的压裂液及支撑剂大部分进入靠近跟部的裂缝中去；
6.4)除了第一段裂缝外，其它段压裂时，靠近趾部裂缝受到上段靠近跟部的较长裂缝的诱导应力干扰作用，一来破裂压力高，二来如诱导应力作用出现应力反转现象，则上述靠近趾部的裂缝可能改变方向呈平行于水平井筒的纵向裂缝，这又大大降低了裂缝的整体改造体积。
7.上述四个原因造成段内各簇裂缝延伸的极不均匀性，且有个普遍规律是越靠近跟部，裂缝越长，越靠近趾部的裂缝越短，造成各簇裂缝间难以形成等缝长那样的多缝同步干扰的应力叠加效应，因此，裂缝复杂性也因此大为降低，从而极大地影响了单井压裂效果和产能。
8.中国专利cn201710367494.0提供了一种水平井段内多簇压裂优化方法及系统，应用于水平井段内多簇压裂优化装置，该水平井段内多簇压裂优化方法根据地层参数和多组施工参数建立压裂液流动控制方程组、应力干扰计算控制方程组以及多裂缝同步扩展三维形态计算方程组，并在此基础上，考虑缝间应力和流量动态分配建立水平井段内多簇裂缝三维延伸模型。根据建立的水平井段内多簇裂缝三维延伸模型模拟不同施工参数下的裂缝形态以优化施工参数。该水平井段内多簇压裂优化方案全面考虑多个影响因素以建立水平井段内多簇裂缝三维延伸模型，达到了良好的优化效果。但是，该专利只注重理论上的计
算，且没有考虑支撑剂的应用。而支撑剂对多簇裂缝非均匀扩展影响更大，因早期如是常规密度支撑剂注入的话，因流动惯性，大部分滞留于水平井筒中靠近趾部的裂缝缝口处，堆积的后果就是后续的压裂液及支撑剂都大部分进入了靠近跟部的裂缝中。
9.中国专利cn201711094325.0公开了一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法。包括：(1)页岩气关键工程参数评估(2)压裂液体系及支撑剂的确定(3)裂缝参数及压裂施工参数优化(4)压裂段簇射孔位置确定及射孔参数(5)酸预处理(6)低黏度滑溜水低排量控缝高压裂(7)超低密度支撑剂脱砂压裂(8)多尺度裂缝压裂充填(9)根据各压裂段的井筒容积，按110-120％进行过顶替作业。本发明通过优化酸处理降低破裂压力、低黏滑溜水低排量注入控缝高、混合超低密度支撑剂缝内脱砂等工艺组合，实现净压力的有效提升，再通过全程小粒径支撑剂注入施工，提高小微缝发育的深层页岩气裂缝系统充填度，从而进一步提高裂缝有效改体积和长期裂缝导流能力。该专利主要的创新点是进行主裂缝内部某个位置处的暂堵，主要措施是连续加砂，采用140-230目和70-140目两种较小粒径的支撑剂混合，以期产生多尺度的复杂裂缝系统，更适合在深层页岩气中产生微裂缝，而无法达到多簇裂缝均衡起裂的目的。该专利主要在单簇裂缝中实现多尺度裂缝扩展及全尺度裂缝支撑，自始至终并未提及多簇裂缝如何实现均衡扩展及支撑。
10.因此，需要研究提出一种新的多簇裂缝接近均匀延伸和均匀加砂技术，以解决上述局限性。


技术实现要素：

11.为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法，主要包括依次注入：三种粒径的超低密度支撑剂、三种不同粒径混合密度支撑剂并加入线性纤维、后期注入三种粒径常规密度支撑剂。利用超低密度支撑剂与压裂液流动的跟随性好，常规密度与超低密度支撑剂混合后导流能力大幅度提高，常规密度支撑剂密度大、流动惯性大的特点，在施工中后期易进入靠近b靶点裂缝中，且成本低、封堵裂缝缝口效果好的特点，实现段内多簇裂缝的跟部和趾部均匀延伸和均匀加砂，增加裂缝复杂程度，提高裂缝导流能力，大幅度提高多簇分段压裂效果。
12.本发明的目的之一在于提供一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法，包括以下步骤：
13.步骤1、采用段塞式加砂的方式按粒径大小依次注入不同粒径的超低密度支撑剂。
14.由于超低密度支撑剂的视密度(1.05～1.25g/cm3)与压裂液密度(1.01-1.03g/cm3)已相当接近，因此，超低密度支撑剂的悬浮性相当好，很难发生常规密度(2.8-3.3g/cm3)支撑剂那样的砂堵效应，即使发生，井底压力的上升也是非常缓慢的。采用超低密度支撑剂就是提高其与压裂液的跟随性，即压裂液转向时，其绝大部分也随之转向，因此，大部分支撑剂可进入靠近跟部的第一簇和/或第二簇裂缝。
15.在一种优选的实施方式中，在步骤1中，按粒径大小依次注入80-120目超低密度支撑剂、40-70目超低密度支撑剂和30-50目超低密度支撑剂。
16.在进一步优选的实施方式中，以步骤1中不同粒径超低密度支撑剂总用量100％计，80-120目超低密度支撑剂占比70～80％(优选75％)，40-70目超低密度支撑剂占15～25％(优选20％)，30-50目超低密度支撑剂占2～8％(优选5％)。
17.由于超低密度支撑剂是三种粒径，如进入靠近趾部的裂缝中，因是顺序注入，小粒径在前、中粒径在中、大粒径在后，对导流能力的影响不大。唯一担心的是，在靠近趾部裂缝后续延伸过程中，前边的中大粒径超低密度支撑剂可能产生较大的运移阻力，即在靠近趾部的裂缝内部起到过早的封堵效应，阻止后续支撑剂的继续运移。为此，在不同粒径超低密度支撑剂比例优化时，可刻意增加小粒径的比例，缩小中大粒径的比例，尤其是大粒径的比例要尽量压缩。这样，即使发生了上述的缝内封堵效应，也是局部的，可通过后续注入时适当延缓加砂时机而冲淡。
18.在一种优选的实施方式中，以步骤1～3中支撑剂总体积用量100％计，步骤1中注入的超低密度支撑剂的体积用量为40-50％。
19.其中，加砂前期采用大中小三种粒径的超低密度支撑剂。该阶段支撑剂主要用来支撑靠近跟部的第一簇或第二簇裂缝。因此，该阶段总的超低密度支撑剂的体积可占总支撑剂量的40-50％。
20.在一种优选的实施方式中，在步骤1中，80-120目超低密度支撑剂采用5～7段的段塞式连续加砂，第一段的砂液比控制在1％至3％，并控制之后每段的砂液比比前一段的砂液比提高2％至4％。
21.在进一步优选的实施方式中，80-120目超低密度支撑剂采用段塞式连续加砂，砂液比为2-5-8-11-14-17％(依次为每段的砂液比)。
22.在一种优选的实施方式中，40-70目超低密度支撑剂采用2～4段的段塞式连续加砂，控制第一段的砂液比为10％至14％，并控制之后每段的砂液比比前一段的砂液比提高3％至4％。
23.在进一步优选的实施方式中，40-70目超低密度支撑剂采用段塞式连续加砂，砂液比为12-16-20％。
24.在一种优选的实施方式中，30-50目超低密度支撑剂采用2～4段的段塞式连续加砂，控制第一段的砂液比为15％至17％，并控制之后每段的砂液比比前一段的砂液比提高3％至4％。
25.在进一步优选的实施方式中，30-50目超低密度支撑剂采用段塞式连续加砂，砂液比为16-20-24％。
26.当所述超低密度支撑剂用量达到其设计量的70～80％时，采取激进式加砂程序，迫使上述裂缝近井筒处发生砂堵。所述激进式加砂程序为连续加砂或提高砂液比或提高砂液比的台阶式增幅(针对超低密度支撑的中大粒径提高砂液比)。
27.其中，为在靠近跟部的第一簇和/或第二簇裂缝实现缝口封堵效应，当支撑剂量接近超低密度支撑剂设计量的70-80％时，可采取激进式加砂程序，迫使上述裂缝近井筒处发生砂堵。具体地，进入靠近跟部的超低密度支撑剂，只要加砂程序激进些，对靠近跟部裂缝的激进式加砂，如连续加砂，砂液比及其台阶式增幅高些，促使其缝内脱砂，防止后续压裂液及支撑剂的再次进入影响缝口处的导流，就可在上述靠近跟部的第一簇和/或第二簇裂缝阻滞后续携砂液的继续大量进入。此时不用担心井底压力的无限制上升，因还有靠近趾部的裂缝延伸程度不够，井底压力上升过程中当达到某个临界点后，会迫使其继续延伸。
28.至于每段砂液比的体积，基于步骤1-4优化的段内压裂液及支撑剂总量，步骤1中支撑剂用量取总量的40-50％。则步骤1中施工每个砂液比阶段的液量按等比例方式进行匹
配，因支撑剂密度与压裂液密度相当，后期高砂液比阶段取与前期等量的体积，不但不易砂堵反而有利于实现缝口处的封堵。
29.在一种优选的实施方式中，在步骤1之前进行如下步骤：
30.步骤1-1、关键储层参数的评估；
31.所述关键储层参数包括岩性、物性、敏感性、岩石力学及三向应力、温度压力及地下流体性质等参数。主要应用地震、测井、录井、测试及导眼井岩心室内测试分析等手段。要在直导眼井上建立各种参数的动静态转换关系。由此通过水平段与导眼井测井参数类比，获得水平段的各静态参数分布。
32.步骤1-2、地质工程甜点计算及段簇位置的优选；
33.在步骤1-1的基础上，按通用方法分别计算地质甜点及工程甜点，并按等权重方法计算综合甜点指标沿水平井筒的分布剖面。在此基础上，基于固井质量及套管接箍位置，按岩性相同、应力相当、综合甜点相同或相当等原则，确定段簇具体位置。
34.步骤1-3、裂缝参数优化；
35.在步骤1-1基础上，应用petrel建模软件建立水平井筒及垂直水平井筒裂缝全缝长范围内的精细地质模型，然后将结果导入压裂产量预测常用的商业模拟软件eclipse，按等效导流能力的方法(为减少模拟工作量，将裂缝宽度放大一定的倍数后(一般放大到0.1m左右)，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变)设置人工裂缝，再按正交设计方法，模拟不同缝长(促内缝长假设相等)、导流能力、缝间距、裂缝布局(等缝长、两头长中间短的u型裂缝、长短缝交互的w型和纺锤形等)下压后产量动态，从中优选压后产量相对最高或经济净现值最大的裂缝参数组合为最优值。
36.步骤1-4、压裂施工参数的优化；
37.应用压裂设计常用的裂缝扩展模拟软件，如frac propt，stimplan，gofher及meyer等，同样按正交设计方法，模拟不同压裂施工参数下(排量、黏度、不同黏度的压裂液体积、支撑剂量及不同粒径及密度的支撑剂体积、施工砂液比及具体的加砂程序等)的裂缝几何参数及导流能力，从中优选能获得步骤1-3中优化的裂缝参数对应的压裂施工参数，即为最优的压裂施工参数。
38.步骤1-5、射孔作业；
39.按步骤1-2优化的段簇位置，主要针对套管完井而言。第一段下连续油管携带射孔枪，不下桥塞。其它段采用泵送方式，具体操作按常规流程及规范执行。
40.步骤1-6、酸预处理作业；
41.一般每段酸预处理体积10-20m3。注酸排量1-1.5m3/min，替酸时一般倒入主压裂流程，替酸排量一般3-6m3/min。如段内簇数多于3簇，可分1-2次提高替酸排量，确保各簇裂缝均匀吸酸。
42.步骤1-7、前置液造缝施工；
43.一般采用黏度2-3mpa
·
s的低黏度滑溜水造缝施工。如果垂向应力与最小水平主应力的差值小于5mpa，水平层理缝易于开启而影响主裂缝垂向缝高的充分延伸，在此情况下一般应用黏度30-40mpa
·
s的中黏胶液，提高主裂缝缝高的延伸程度。也利于在近井裂缝形成简单裂缝，易于在远井裂缝的充分扩展。用于缝高延伸的胶液体积一般为50-100m3，排量可采用变排量方式，如4-8-12m3/min甚至更高排量等，但不超过步骤1-4优化的最高排
量。
44.一般的前置液总液量200-400m3(包含先前的胶液)。其它主要参数，参照步骤1-4的相应优化结果。
45.步骤2、采用段塞式加砂的方式按粒径大小依次进行不同粒径的混合密度支撑剂和线性纤维的混合注入。
46.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，依次进行80-120目混合密度支撑剂和线性纤维的混合注入、40-70目混合密度支撑剂和线性纤维的混合注入、30-50目混合密度支撑剂和线性纤维的混合注入。
47.在进一步优选的实施方式中，以步骤2中不同粒径混合密度支撑剂总用量100％计，80-120目混合密度支撑剂占比70～80％(例如75％)，40-70目混合密度支撑剂占15～25％(例如20％)，30-50目混合密度支撑剂占2～8％(例如5％)。
48.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述混合密度支撑剂包括常规密度支撑剂和超低密度支撑剂。
49.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述常规密度支撑剂和所述超低密度支撑剂的用量比为1∶(1～3)，优选为1∶2。
50.考虑抗压强度满足目标井层闭合压力的需求，并保持导流能力长期有效，可采用常规密度与超低密度支撑剂相同粒径的互相混合的方式。室内实验结果表明，导流能力比单纯应用超低密度支撑剂提高40％以上。
51.在一种优选的实施方式中，以步骤1～3中支撑剂总体积用量100％计，步骤1中注入的超低密度支撑剂的体积用量为40-50％，步骤2注入的混合密度支撑剂的体积用量为50～60％，步骤3注入的常规密度支撑剂为余量。
52.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述80-120目混合密度支撑剂的注入采用两个三段段塞，在所述两个三段段塞之间加一个当段井筒容积的压裂液，一般为低黏度的滑溜水。
53.在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，在第一个三段段塞中，起始砂液比为1％至3％，之后每段的砂液比提高2％至4％；在第二个三段段塞中，起始砂液比为10％至12％，之后每段的砂液比提高2％至4％。
54.在更进一步优选的实施方式中，在步骤2中，第一个三段段塞的砂液比为2-5-8％，第二个三段段塞的砂液比为11-14-17％。
55.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述40～70目混合密度支撑剂的注入采用二段段塞，其中，起始砂液比为9％至11％，第二段砂液比提高2％至4％。
56.在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，所述40～70目混合密度支撑剂砂液比为10-14％。
57.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述30-50目混合密度支撑剂的注入采用二段段塞，其中，起始砂液比为11％至13％，第二段砂液比提高3％至5％。
58.在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，所述30-50目混合密度支撑剂的砂液比为12-16％。
59.至于每段砂液比的体积，基于步骤1-4优化的段内压裂液及支撑剂总量，取其50-60％，至于每个砂液比的体积分配，基于总的压裂液量及井底压力上升速度低于1mpa/min
灵活调整。
60.在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述线性纤维的长度为所选取的支撑剂平均粒径的5～10倍。
61.在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，每次注入时，所述线性纤维与混合密度支撑计的用量比为1∶(15～20)，优选为1∶(18～19)。
62.其中，为保证上述混合的常规密度支撑剂的跟随性，采用线性纤维拌注模式，促使上述支撑剂的抱团效果。线性纤维的长度也是随支撑剂粒径变化，一般取支撑剂平均粒径的5-10倍。当然，如上述超低密度支撑剂抗压强度满足目标储层闭合压力需求，就不用上述混合粒径及纤维拌注模式。
63.在一种优选的实施方式中，在步骤2之后进行步骤2-1：
64.步骤2-1、低粘度滑溜水造缝。
65.参考步骤1-4的总体模拟参数，这阶段滑溜水主要用于进一步对靠近趾部的裂缝进行再次延伸，以利于后续支撑剂的继续注入。一般用黏度2-3mpa
·
s，体积80-100m3。排量参照步骤1-4优化的最高排量。注入一定的前置液量，以充分造缝，确保后续支撑剂的顺畅进入，也利于冲散上述超低密度支撑剂的局部封堵效应。
66.步骤3、采用段塞式加砂的方式按粒径大小依次注入不同粒径的常规密度支撑剂。
67.该阶段支撑剂主要注入靠近趾部的裂缝中去。考虑到靠近跟部的第一簇和/或第二簇裂缝在缝口处已基本封堵，即使在后续注压裂液阶段，也不会将缝口处支撑剂向裂缝内部推送，因此，导流能力剖面不会受到不利影响。因此，此时不用考虑支撑剂的跟随性问题，可采用常规密度支撑剂，也利于降低成本和满足目标井层既定闭合压力下对导流能力的要求。
68.在一种优选的实施方式中，在步骤3中，依次注入80-120目常规密度支撑剂、40-70目常规密度支撑剂和30-50目常规密度支撑剂。
69.在进一步优选的实施方式中，以步骤3中不同粒径常规密度支撑剂总用量100％计，80-120目常规密度支撑剂占比70～80％(例如75％)，40-70目常规密度支撑剂占15～25％(例如20％)，30-50目常规密度支撑剂占2～8％(例如5％)。
70.在一种优选的实施方式中，在步骤3中，所述80-120目常规密度支撑剂的注入采用两个三段段塞，在所述两个三段段塞之间加一个当段井筒容积的压裂液。
71.在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，在第一个三段段塞中，起始砂液比为1％至3％，之后每段的砂液比提高2％至4％；在第二个三段段塞中，起始砂液比为10％至12％，之后每段的砂液比提高2％至4％。
72.在更进一步优选的实施方式中，在步骤3中，第一个三段段塞的砂液比为2-5-8％，第二个三段段塞的砂液比为11-14-17％。
73.在一种优选的实施方式中，在步骤3中，所述40～70目常规密度支撑剂的注入采用二段段塞，其中，起始砂液比为13％至14％，第二段砂液比提高3％至5％。
74.在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，所述40～70目常规密度支撑剂砂液比为12-16％。
75.在一种优选的实施方式中，在步骤3中，所述30-50目常规密度支撑剂的注入采用二段段塞，其中，起始砂液比为15％至17％，第二段砂液比提高3％至5％。
76.在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，所述30-50目常规密度支撑剂的砂液比为16-20％。
77.至于每段砂液比的体积，基于步骤1-4优化的步骤3段内压裂液及支撑剂总量，取其50-60％，至于每个砂液比的体积分配，基于总的压裂液量及井底压力上升速度低于1mpa/min灵活调整，且低砂液比的体积适当多些，高砂液比的体积适当小些。
78.以步骤1～3中支撑剂总体积用量100％计，步骤1中注入的超低密度支撑剂的体积用量为40-50％，步骤2注入的混合密度支撑剂的体积用量为50～60％，步骤3注入的常规密度支撑剂为余量。
79.在一种优选的实施方式中，在步骤3之后进行顶替作业。
80.按当段井筒容积的105-110％进行顶替量设计，排量取步骤1-4优化的最高排量。前30-40％顶替量采用黏度30-40mpa
·
s的中黏胶液，以防止水平井筒的沉砂效应，影响后续下桥塞作业。之后，换用黏度2-3mpa
·
s的低黏度滑溜水顶替，直到顶替完毕。
81.在一种优选的实施方式中，顶替作业后重复步骤1-5至步骤1-7以及步骤1至步骤3，直到将所有段施工完为止。
82.压后钻塞、返排、测试及正常生产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
83.在本发明中，所述超低密度支撑剂的视密度为1.05～1.25g/cm3，所述常规密度支撑剂的视密度为2.8～3.3g/cm3。
84.与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
85.本发明主要应用于水平井多簇分段压裂中。本发明是主压裂的重要组成部分，利用超低密度支撑剂与压裂液流动的跟随性好、常规密度与超低密度支撑剂混合后导流能力大幅度提高和常规密度支撑剂密度大、流动惯性大的特点，在施工中后期易进入靠近b靶点裂缝中，且成本低、封堵裂缝缝口效果好的特点，采取注入三种粒径的超低密度支撑剂、三种粒径混合超低密度及常规密度支撑剂并加入线性纤维、后期注入三种粒径常规密度支撑剂的技术，实现多簇裂缝的跟部和趾部均匀延伸和均匀加砂，增加裂缝复杂程度，提高裂缝导流能力，大幅度提高多簇分段压裂效果。
86.该发明施工工艺科学合理、可操作性强，在砂岩和页岩水平井多簇分段压裂中具有广阔的应用前景。
附图说明
87.图1示出本发明所述方法的流程示意图。
具体实施方式
88.下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
89.实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
90.【实施例1】
91.本发明在川东南地区某井多簇分段压裂施工中得到应用，该井垂深3704.35m，斜
深5137m，水平段长1150.32m。通过本发明所提供的方法进行优化设计，步骤及结果如下：
92.1)对第一段进行小压测试，解释最小水平主应力85mpa，近井筒裂缝弯曲摩阻4～8mpa；测井解释页岩关键储层参数评价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好；
93.2)采用eclipse软件优化获得压后长期产量的最佳裂缝参数：最优缝间距15-19m，裂缝半长260-300m，导流能力为20-35md
·
m；采用gofher软件模拟获得最佳裂缝形态的施工参数：分段13段，射孔簇数：4-6簇，排量12～16m3/min，单段压裂液用量1850-2050m3，单段支撑剂量40m
3-80m3，支撑剂粒径为80-120目、40-70目及30-50目的视密度为1.05g/cm3的超低密度支撑剂，以及粒径为80-120目、40-70目及30-50目的视密度为2.8-3.3g/cm3的常规密度支撑剂，纤维尺寸0.6-2mm。三种滑溜水黏度分别为低黏1-3mpa
·
s、中黏9-12mpa
·
s、高黏15-20mpa
·
s，以及黏度为30-40mpa
·
s的胶液；
94.3)采用连油和泵送方法进行射孔作业；
95.4)预处理采用20m3稀盐酸，注酸排量1m3/min，之后采用5m3/min的排量注入低黏度滑溜水30m3，再将排量降低至3m3/min注入20m3稀盐酸，确保各簇裂缝均匀吸酸；
96.5)前置液造缝，采用阶梯升排量(2-4-6-8m3/min)注入30m3黏度为2mpa
·
s的低黏度滑溜水，之后阶梯升排量(4-8-12m3/min)注入100m3黏度为40mpa
·
s的胶液；
97.6)采用2mpa
·
s低黏度滑溜水，按照12m3/min的排量，依次长段塞式注入视密度为1.05g/cm3的超低密度支撑剂，其中80-120目支撑剂的砂液比2-5-8-11-14-17％，40-70目支撑剂的砂液比12-16-20％，30-50目支撑剂的砂液比16-20-24％，其中段塞体积100m3，隔离液体积40m3；
98.7)继续注入混合粒径支撑剂，排量14m3/min，粒径为80-120目、40-70目及30-50目，视密度为1.05g/cm3的超低密度支撑剂和视密度为2.8-3.3g/cm3的常规密度支撑剂，混合比例1∶2。同时在线拌注0.6-2mm的线性纤维，线性纤维与混合支撑剂的用量比为1∶18。80-120目混合支撑剂砂比依次为2-5-8％和11-14-17％，40-70目混合支撑剂砂比为10-14％，30-50目混合支撑剂砂比为12-16％，每个段塞液量分别为30m3，顶替液量50m3；
99.按优化最高排量注入80m3粘度为2mpa
·
s的低黏度滑溜水造缝。
100.8)注入常规密度支撑剂，排量14m3/min，粒径为80-120目、40-70目及30-50目，80-120目支撑剂的砂液比2-5-8％和11-14-17％，40-70目支撑剂的砂液比12-16％，30-50目支撑剂的砂液比16-20％；其中段塞体积为一个井筒容积，隔离液体积为一个井筒容积；
101.9)采用20m3高黏胶液(40mpa
·
s)及45m3低黏度滑溜水(2mpa
·
s的)进行顶替；
102.10)重复以上步骤，完成剩余压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作；
103.11)通过本发明实施，该井压后无阻流量达13.6
×
104m3，获得了较好的压裂效果。
104.【对比例1】
105.重复上述实施例，区别在于：步骤6)～步骤8)均是采用超低密度支撑剂。
106.某武隆某深层页岩气水平井，垂深2741米，斜深4753米，水平井段1800米，施工步骤如下：
107.1)对第一段进行小压测试，总液量279方，排量2-16方，施工压力30-68mpa；地面瞬时停泵压力27.1mpa，g函数解释井底闭合压力为47.169mpa，闭合压力梯度为1.747mpa/100m；
108.2)根据施工压力反算两向水平应力差为13.37-23.77mpa，与压前测井解释的较为接近，差异系数相对较小，形成复杂裂缝。采用eclipse商业软件模拟出最优裂缝参数为：压裂段数18-22段，半缝长290-300米，导流能力3dc.cm，裂缝复杂性4级。采用gofher商业软件优化获得裂缝形态施工参数：单段4-6簇射孔，簇间距8-12米，段间距25-35米，主力排量14-18m3/min。为提高趾部均匀延伸和均匀加砂，故支撑剂全部采用视密度为1.05-1.25g/cm3的超低密度支撑剂，粒径分别70-140目、40-70目和30-50目，比例为70-140目∶40-70目∶30-50目＝3∶6∶1。施工排量范围2-18m3/min，施工泵压小于90mpa。
109.3)采用连油和泵送方法进行射孔作业；
110.4)预处理采用10m3稀盐酸，确保各簇裂缝均匀吸酸，降低地层温度并清洁近井地带；
111.5)前置液造缝，采用阶梯升排量注入低黏度滑溜水，之后采用12-13m3/min的排量注入胶液340m3，形成主缝；
112.6)采用黏度为2mpa
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s低黏度滑溜水，按照12m3/min的排量，依次长段塞式注入视密度为1.05g/cm3、粒径为70-140目的超低密度支撑剂，砂液比4-7-9-11％，其中段塞体积100m3，隔离液体积40m3；
113.7)继续以长段塞方式注入视密度为1.05g/cm3、粒径为40-70目的超低密度支撑剂，支撑剂的砂液比10-12-14-16％，每个段塞液量分别为30m3，顶替液量50m3；
114.按16m3/min的排量注入80m3粘度为2mpa
·
s的低黏度滑溜水造缝。
115.8)注入视密度为1.23g/cm3粒径为30-50目的超低密度支撑剂，排量18m3/min，支撑剂的砂液比10-13％；其中段塞体积为一个井筒容积，隔离液体积为一个井筒容积；
116.9)采用20m3高黏胶液及45m3低黏度滑溜水进行顶替；
117.10)重复以上步骤，完成剩余压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作；
118.11)通过现场实施，该井压后无阻流量4-9
×
104m3，但不能连续生产，效果不好。
119.压后分析显示，超低密度支撑剂虽然跟随性较好，可以随滑溜水到达b靶点并进入主缝和支缝，但因其导流差较低，不如常规密度支撑剂支撑能力和导流能力强，多簇射孔裂缝起裂后无法支撑细微缝网，致使裂缝导流能力不足，没有获得较理想的产能。
120.【对比例2】
121.重复上述实施例，区别在于：步骤6)～步骤8)均是采用常规密度支撑剂。
122.某川南某深层页岩气水平井，垂深3837.85米，斜深5546米，水平井段1500米，施工步骤如下：
123.1)对第一段进行小压测试，施工压力84.4-91mpa，排量3.5-14m3/min，解释最小水平主应力87mpa，近井筒裂缝弯曲摩阻4～8mpa，压力窗口小，加砂难度大；
124.2)测井数据显示水平两向应力差异大(差异系数平均0.18、差值平均16.0mpa)，水平段解释天然裂缝不发育，形成复杂缝网难度较。采用eclipse软件、gofher软件优化获得裂缝形态施工参数：单段6簇射孔，簇间距8-12米，段间距25-35米；单段总孔数为72孔，孔密20孔/m。优选低水平两向地应力差高脆性点射孔。总分段数为20段，总簇数为109簇。因加砂难度大，施工过程中套管变形风险大，支撑剂采用视密度为2.8-3.3g/cm3的超细粒径、中粗粒径支撑剂，粒径分别100-200目、70-140目和40-70目，比例为100-200目∶70-140目∶40-70
目＝1∶6∶3。施工排量范围2-15m3/min，施工泵压小于95mpa。
125.3)采用连油和泵送方法进行射孔作业；
126.4)预处理采用10m3稀盐酸，确保各簇裂缝均匀吸酸，降低地层温度并清洁近井地带；
127.5)前置液造缝，采用阶梯升排量注入低黏度滑溜水，之后采用12-14.5m3/min的排量注入胶液300m3，形成主缝；
128.6)采用黏度为2mpa
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s低黏度滑溜水，按照12m3/min的排量，依次长段塞式注入粒径为100-200目、视密度为2.80g/cm3的支撑剂，砂液比2-5-8％，其中段塞体积50m3，隔离液体积40m3；
129.7)继续以长段塞方式注入视密度为3.0g/cm3、粒径为70-140目的支撑剂，支撑剂的砂液比7-10-13-16-19％，每个段塞液量分别为30m3，顶替液量50m3；
130.按14m3/min的排量注入80m3粘度为2mpa
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s的低黏度滑溜水造缝。
131.8)注入视密度为3.15g/cm3、粒径为40-70目的支撑剂，排量14m3/min，支撑剂的砂液比7-10-13-16％；其中段塞体积为一个井筒容积，隔离液体积为一个井筒容积；
132.9)采用20m3高黏胶液及50m3低黏度滑溜水进行顶替；
133.10)重复以上步骤，完成剩余压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作；
134.11)因现场施工压力控制较好，加砂顺利，无套管变形丢段现象发生。
135.通过现场实施，该井压后无阻流量5.5
×
104m3，且产量递减速度较快。压后分析显示，多簇射孔后裂缝无法均匀延伸，且超细粒径、常规密度支撑剂跟随性较差，无法有效支撑b靶点附近各级裂缝，导致各段产气不均匀，没有达到前期预测产能。