一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺的制作方法

1.本发明涉及一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，属于油气田开发页岩储层水力压裂技术领域。


背景技术：

2.全球页岩气资源的高效开发，已经成为21世纪能源革命开始的标志。以美国为代表，随着页岩气产量逐年增加，在2010年超过俄罗斯成为第一大天然气生产国，根据美国能源信息署的预测，到2040年，美国页岩气年产量将从2018年的6650亿方增至2.5万亿方，预计将占美国天然气总量的80％。美国的成功引起全球掀起“页岩气革命”，英国、德国、南非、日本、以色列等国家政府2018年均宣布将采取措施简化和完善页岩气规划应用的监管流程，加快规划应用，以支持本国页岩气行业的发展。
3.我国是继美国和加拿大之后，世界上第三个实现页岩气商业化开发的国家。2017年页岩气产量达到91亿立方米。到2020年我国将力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。目前我国已具备了大规模商业性开发页岩气的条件，加快推进页岩气开发对我国能源结构调整具有重要意义。
4.页岩储层有效孔喉半径小，渗透率很低，勘探开发困难，只有少数天然裂缝特别发育的井可以直接投产，在中国页岩气区块，几乎每一口井都需要压裂改造才能投产。因此对于页岩气开发，压裂技术显得尤为重要，技术水平的高低直接影响着压裂效果及开发效果，其中滑溜水加砂为该技术关键点之一。
5.水力压裂改造是在目标储层中形成具备一定导流能力的人工裂缝，支撑剂能否合理铺置直接影响改造施工能否顺利进行，同时直接决定了裂缝的有效导流能力及改造增产效果。页岩气压裂施工规模大，常使用滑溜水作为携砂液，采用大液量、高排量、低砂比的施工方式，较大规模滑溜水的携带不同粒径支撑剂，进入人工裂缝、不同尺度天然裂缝及页岩节理中，在井底建立高效复杂的油气渗流通道，实现改造增产目的。现有滑溜水泵注加砂顺序，仍采用传统冻胶加砂模式，冻胶携砂的支撑剂沉降机理是：冻胶包裹着支撑剂在裂缝中向前运移基本不沉降，施工结束冻胶破胶后，支撑剂才沉降，冻胶破胶裂缝闭合后支撑剂沉降剖面如图1所示，所以，泵注程序设计采用70-140目、40-70目及20-40目的方式能够实现小粒径支撑剂沉降铺置在裂缝前端以及进入前端微细裂缝中。
6.目前的页岩储层压裂加入支撑剂的施工模式已取得一定的增产效果，但滑溜水携砂压裂，核心是依靠高排量使支撑剂在裂缝中向前运移，支撑剂处于不断沉降与向前推进的双重作用中，先注入的支撑剂先沉降，同时沉降过程中支撑剂在沉降的砂堤上部“翻山越岭”、“滚动式”、“波浪式”地向前推进。与冻胶携砂不沉降，支撑剂按照泵注程序设计的顺序在裂缝中向前运移，施工结束，冻胶破胶后，支撑剂沉降铺置在裂缝中的模式有本质不同。
7.因此，滑溜水携砂与冻胶携砂有显著的差异，这种差异使得依旧沿用冻胶输砂程序的设计存在严重的现场应用问题，达不到预想的设计要求，不能实现先注入小粒径支撑剂运移到裂缝最前端的设计构想。具体原因包括两个方面：(1)滑溜水携砂能力远低于冻
胶，支撑剂通过射孔炮眼进入人工裂缝后快速沉降，初期加入的70-140目石英砂沉降堆积于缝口，后期加入的40-70目及20-40目较大粒径支撑剂由滑溜水携带，跨越70-140目石英砂堆积砂堤，被运送至更远地带沉降，人工裂缝内形成小粒径在近井带、大粒径在远井带的铺置模式，该铺置方式建立的人工裂缝导流能力与实际所需的导流能力不匹配，不利于改造井的高产；(2)中后期泵注的滑溜水易进入微裂缝及天然裂缝或页岩储层节理中，形成较为复杂的裂缝系统，页岩储层改造设计中后期加入70-140目石英砂，目的是滑溜水携带小粒径支撑剂进入远井端微裂缝系统。实际施工70-140目石英砂优先沉降于缝口，后期20-40目支撑剂跨越近井带砂堤后，被携带至远井带，由于滑溜水造缝缝宽有限，大粒径支撑剂不易进入缝内，不利于形成高效裂缝系统。
8.分析目前的加砂工艺技术还不能形成最佳的支撑裂缝系统，无法实现不同尺度人工裂缝及天然裂缝均获得合理充填。如何寻找合适的加砂工艺技术，保证施工顺利的同时，最大程度发挥不同粒径支撑剂的功能，提高页岩储层改造增产效果为当期面临的主要难题。


技术实现要素：

9.为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺。本发明所提供的该页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺可最大程度发挥不同粒径支撑剂的功能，提高页岩储层改造增产效果。
10.为了实现以上目的，本发明提供了一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，其中，所述页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺包括：
11.(1)向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；
12.(2)泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，以支撑主裂缝；
13.(3)泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，继续扩展并支撑主裂缝；
14.(4)泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，以形成分支裂缝；
15.(5)泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。
16.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(1)中，所述交联冻胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》100mpa
·
s。
17.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(1)中，所述线性胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》30mpa
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s。
18.其中，所述交联冻胶压裂液及线性胶压裂液均为常规物质，其均可以通过商购或者实验室/现场制备获得；并且本发明对步骤(1)中所述交联冻胶压裂液及线性胶压裂液的具体用量不做具体要求，本领域技术人员可以根据不同井改造需要而定；此外，本发明对步骤(2)-步骤(5)中所用陶粒及石英砂的用量也不做具体要求，本领域技术人员可以根据现场实际作业需要合理设置其含量，只要保证可实现本发明的目的即可。
19.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(2)中，泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，滑溜水携带20-40目陶粒在主裂缝发生沉降，铺置在主裂缝中，形成具有较高导流能力的支撑缝。
20.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(2)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s。
21.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(3)中，泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，滑溜水携带30-50目陶粒继续扩展主裂缝，步骤(3)中滑溜水所携带的陶粒在步骤(2)形成的砂堤前缘沉降，与由20-40目陶粒所形成的沉降区紧密有序衔接，形成具有阶梯降导流能力的主裂缝。
22.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(3)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s。
23.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(4)中，泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，滑溜水在较远地带(距离井筒50-80m的区域)形成分支裂缝，同时所述滑溜水携带40-70目石英砂由步骤(2)及步骤(3)中所形成的主裂缝上部未充填陶粒的空间(所述空间即作为流动通道)进入较远地带(距离井筒50-80m区域)所形成的分支裂缝中。
24.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(4)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s。
25.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(5)中，泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液，滑溜水进入远井带打开天然裂缝或压开储层微裂缝，形成微裂缝系统，同时所述滑溜水携带70目以上石英砂进入微裂缝系统中，石英砂沉降支撑微裂缝，所述微裂缝系统、主裂缝及分支裂缝构建形成有效人工裂缝网络系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。
26.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(5)中，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s。
27.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，步骤(5)中，泵注含70-140目石英砂的滑溜水混砂液后形成微裂缝系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。
28.其中，本发明所用的滑溜水为常规物质，其可以通过商购或者实验室/现场制备获得。
29.作为本发明上述工艺的一具体实施方式，其中，所述页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺具体包括以下步骤：
30.(1)向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液进行造缝，以压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；
31.所述交联冻胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》100mpa
·
s，所述线性胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》30mpa
·
s；
32.(2)泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s，所述滑溜水携带20-40目陶粒在主裂缝发生沉降，铺置在主裂缝中，形成支撑缝；
33.(3)泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s，所述滑溜水携带30-50目陶粒继续扩展主裂缝，所述滑溜水携带的陶粒在步骤(2)形成的砂堤前缘沉降，与由20-40目陶粒所形成的沉降区紧密有序衔接，形成具有阶梯降导流能力的主裂缝；
34.(4)泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘
度为3-5mpa
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s，所述滑溜水在较远地带(距离井筒50-80m的区域)形成分支裂缝，同时所述滑溜水携带40-70目石英砂由步骤(2)及步骤(3)中所形成的主裂缝上部未充填陶粒的空间进入较远地带(距离井筒50-80m区域)所形成的分支裂缝中；
35.(5)泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液，所述滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
·
s，滑溜水进入远井带打开天然裂缝或压开储层微裂缝，形成微裂缝系统，同时所述滑溜水携带70目以上石英砂进入远端微裂缝网络系统中，石英砂沉降支撑微裂缝，所述微裂缝系统、主裂缝及分支裂缝构建形成有效人工裂缝网络系统，完成页岩储层水力压裂逆序多级加砂。
36.由于滑溜水造缝能力较差，本发明所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺步骤(1)中采用交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液首先压开储层，且优选所述交联冻胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》100mpa
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s，线性胶压裂液于170s-1
的高速剪切下粘度》30mpa
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s；该步骤的目的是在储层射孔段近井带形成主裂缝、减少复杂缝，以降低后期加砂阶段近井带砂堵风险。
37.在本发明所提供的该工艺的具体实施方式中，可根据储层地质状况优选交联冻胶压裂液与线性胶压裂液的比例，对于天然裂缝较发育储层，应增加交联冻胶压裂液的比例使其达到60％(质量分数或者体积分数)以上，对于天然裂缝欠发育储层，交联冻胶压裂液比例可为40％(质量分数或者体积分数)。
38.步骤(1)中，施工初期观察井口压力响应，如判断近井眼弯曲摩阻较高，则可在压裂液中按照砂比为1％-5％加入小粒径支撑剂(如70-140目石英砂)，以解决孔眼摩阻与近井带弯曲摩阻的问题。
39.在本发明一具体实施方式中，所述小粒径支撑剂(如70-140目石英砂)的加入量为0.5-1.5吨。
40.对于天然裂缝发育储层或者易砂堵的储层，可在步骤(1)的造缝过程中按照砂比为5％-10％泵注70-140目石英砂，以使其进入近井带的天然裂缝中进行封堵，进而降低近井带的裂缝复杂程度，降低早期砂堵风险，提高施工成功率；同时还可解决近井筒摩阻较高的问题。
41.在本发明一具体实施方式中，对于天然裂缝发育储层或者易砂堵的储层，可在步骤(1)的造缝过程中泵注3-5吨的70-140目石英砂。
42.在本发明所提供的该工艺的具体实施方式中，步骤(2)泵注含20-40目陶粒的滑溜水混砂液，优选滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
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s，所述滑溜水携带20-40目陶粒，首先在近井筒主裂缝发生沉降，铺置在近井筒主裂缝中。根据油气储层生产中平面压力分布的“漏斗原理”，地层压降损失主要发生在近井筒附近，20-40目陶粒在主裂缝中沉降铺置使得主裂缝具备了高导流能力，有利于降低漏斗效应、减少地层能力在近井筒的能力损失，提高改造后井产量。
43.在本发明所提供的该工艺的具体实施方式中，步骤(3)泵注含30-50目陶粒的滑溜水混砂液，优选滑溜水混砂液中所用滑溜水的粘度为3-5mpa
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s，所述滑溜水携带30-50目陶粒继续扩展主裂缝。本阶段所述滑溜水通过近井筒20-40目砂堤上部较小空间，进入储层深部，继续扩展主裂缝，所述滑溜水携带的陶粒在步骤(2)形成的砂堤前缘沉降，与由20-40目陶粒所形成的沉降区紧密有序衔接，形成具有阶梯降导流能力的主裂缝。
44.在本发明所提供的该工艺的具体实施方式中，步骤(4)泵注含40-70目石英砂的滑溜水混砂液，优选滑溜水混砂液所用滑溜水的粘度为3-5mpa
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s。由于人工主裂缝已存在20-40目及30-50目陶粒沉降形成的砂堤，缝高受限时，主裂缝内仅砂堤上部空间可作为携砂液流动通道，人工裂缝的实际流动通道减小，泵注排量不变，缝内混砂液流速增大，滑溜水携带的40-70目石英砂进入已形成砂堤的前缘后，缝内流速变缓，40-70目石英砂沉降，逐渐形成砂堤，且本阶段泵注的滑溜水超越前期形成的人工主裂缝后，易进入天然裂缝，在主裂缝的前缘或人工裂缝与主裂缝交叉点，形成局部分支裂缝，滑溜水分流进入分支裂缝中，流速减缓，40-70目石英砂发生沉降支撑分支裂缝，增大人工裂缝实际控制的改造体积。
45.在本发明所提供的该工艺的具体实施方式中，步骤(5)泵注含70目以上石英砂的滑溜水混砂液，优选滑溜水混砂液所用滑溜水的粘度为3-5mpa
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s。本阶段泵注的滑溜水通过已存在的砂堤上部空间，进入远井带分支裂缝中，保持分支裂缝继续延伸，或打开天然裂缝，形成微裂缝系统。滑溜水携带70目以上石英砂通过已有砂堤上部空间时，由于流动空间小，流动速度大，不易发生支撑剂沉降，进入远端新造微裂缝系统后，由于滤失及裂缝扩展变缓的影响，流动速度变慢，石英砂沉降支撑微裂缝系统，所述微裂缝系统与前期已得到支撑的主裂缝及分支裂缝，构建得到由人工裂缝、天然裂缝共同组成的高效复杂的裂缝网络系统。
46.本发明所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺为一种页岩储层水力压裂不同粒径支撑剂泵注程序的新方法，相对于现有常规加砂泵注程序，所述工艺调整了滑溜水携砂泵注程序，因此称之为逆序多级加砂。
47.在本发明所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺中，首先采用交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液造缝，造缝后泵注含有20-40目支撑剂(如陶粒)的滑溜水混砂液，该类型支撑剂(如陶粒)沉降于井口，再泵注含有30-50目支撑剂(如陶粒)的滑溜水混砂液继续扩展并支撑主裂缝，施工中段泵注含有40-70目石英砂的滑溜水混砂液，后期泵注含粒径为70目以上的石英砂的滑溜水混砂液，以在人工裂缝中形成近井筒大粒径支撑剂支撑、远井筒小粒径支撑，实现不同粒径支撑剂与不同尺度人工裂缝合理匹配并使不同粒径支撑剂在水力裂缝中合理铺置，进而提高改造效果。
48.综上所述，本发明所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺改变了本领域现有页岩储层加砂泵注程序，目标井泵注交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液形成人工主裂缝后，依次泵入含有大粒径支撑剂(如陶粒)的滑溜水混砂液、含有中粒径支撑剂(如陶粒)的滑溜水混砂液、含有小粒径支撑剂(如石英砂)的滑溜水混砂液及含有较小粒径支撑剂(如石英砂)的滑溜水混砂液，可使不同粒径支撑剂合理地进入与之匹配的多尺度裂缝系统，实现主裂缝、分支裂缝及微裂缝均得到有效的支撑，提高人工裂缝与天然裂缝形成的裂缝网络系统的有效性，增加页岩储层有效改造体积，进而提高改造效果。
附图说明
49.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
50.图1为本领域现有常规加砂泵注程序中冻胶加砂破胶后不同粒径支撑剂分布单翼缝示意图。
51.图2为本发明实施例中所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺示意图以及施工曲线图。
52.图3为本发明实施例中支撑剂铺置模式中半缝上半部纵向剖面示意图。
具体实施方式
53.为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
54.实施例1
55.本实施例提供了一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺，其工艺流程示意图以及施工曲线图如图2所示，从图2中可见，所述页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺包括以下具体步骤：
56.步骤一：向页岩储层目标井中泵注交联冻胶压裂液及线性胶压裂液进行造缝，以使交联冻胶压裂液及线性胶压裂液压开储层，在储层射孔段近井带形成主裂缝；
57.泵注基液同时加入交联冻胶压裂液及线性胶压裂液，初期缓慢提排量2-6m3/min，根据施工压力响应，判断是否压开储层，当施工压力出现地层破裂的显著标志时，快速提排量，根据井口施工压力限制，排量提高至12-15m3/min，本阶段注入总液量(包含本阶段所有入井液体)为200-300m3，步骤一中采用较大液量、较大排量的施工模式，可在近井筒快速形成主裂缝。步骤一中采用交联冻胶压裂液及线性胶压裂液造缝可避免在近井筒附件形成多裂缝，降低后期砂堵风险，大液量有利于人工裂缝延伸至页岩储层深部，扩大人工裂缝与储层接触面积。
58.步骤一中还可以向交联冻胶压裂液和/或线性胶压裂液中，加入1％-3％(该处百分数为砂比，即石英砂体积与加砂段过程中对应注入的液体的体积之比)的70-140目石英砂以降低孔眼及近井弯曲摩阻。
59.如本实施例中所针对的施工井天然裂缝欠发育，则本阶段可单独采用线性胶进行造缝的施工模式，所用线性胶压裂液粘度低，摩阻低，滤失较大，施工排量可提升至15m3/min以上，以实现形成具有一定缝宽的主裂缝的目的。
60.步骤二：泵注滑溜水及20-40目陶粒形成支撑主裂缝，本阶段泵注滑溜水携带20-40目陶粒主要目的是保证主裂缝得到支撑，滑溜水的粘度显著低于冻胶，在充满冻胶的人工裂缝内，滑溜水与20-40目陶粒的混砂液发生“指进”现象，同时滑溜水携砂能力差，支撑剂发生沉降，使主裂缝得到支撑。
61.根据井口压力调整施工排量，滑溜水摩阻相对交联冻胶或线性胶低10％左右，当井口压力相比交联冻胶施工阶段下降10％左右时，应提排量保持井底净压力，保证缝宽不减小，降低砂堵风险。
62.本阶段采用段塞式加砂，具体泵注步骤如下所示：
63.①
砂比2％，液量30m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
64.②
砂比4％，液量40m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
65.③
砂比6％，液量50m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
66.④
砂比8％，液量50m3左右。
67.本阶段总液量为200-400m3，总砂量为20-40t。由于滑溜水的滤失量较大，本阶段滑溜水主要在前期交联冻胶进入地层形成的主裂缝内流动，携带的20-40目较大粒径陶粒沉降在主裂缝内形成支撑缝。
68.步骤三：泵注滑溜水及30-50目陶粒，大排量泵注滑溜水保持人工主裂缝继续扩展，滑溜水所携带的30-50目陶粒在20-40目陶粒所形成的砂堤前缘沉降，使主裂缝继续得到支撑。
69.由于步骤二中滑溜水携带的20-40目陶粒快速沉降于井口缝口附近，大排量滑溜水能保证人工裂缝不闭合，但不能保证得到有效支撑。本阶段滑溜水携带的30-50目陶粒可在20-40目砂堤前缘发生沉降，紧密衔接20-40目砂堤，继续支撑主裂缝。
70.本阶段仍采用段塞加砂模式，具体步骤如下所示：
71.①
砂比5％，液量45m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
72.②
砂比6％，液量45m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
73.③
砂比7％，液量50m3左右，不含砂滑溜水20m3左右；
74.④
砂比8％，液量50m3左右，不含砂滑溜水20m3左右。
75.本阶段总液量为200-600m3，总砂量为30-50t。
76.步骤四：泵注滑溜水及40-70目石英砂，在前期交联冻胶造缝的基础上继续扩展人工主裂缝，同时形成分支裂缝，并使之得到支撑。
77.本阶段滑溜水需跨越步骤二及步骤三中陶粒沉降形成的砂堤，同时裂缝扩展至与天然裂缝交叉时，滑溜水因其粘度低而易进入天然裂缝中，增加了天然裂缝内的孔隙压力，降低了其内摩擦系数，使天然裂缝更易开启，从而在主裂缝的前缘继续扩展过程中形成多裂缝或分支裂缝。本阶段滑溜水通过砂堤上部流动时，由于流动空间较小(图3中30-50目陶粒沉降铺置区上部)，流速大，40-70目石英砂只发生少量沉降，大部分被运送至主裂缝继续扩展的前缘或分支裂缝中，之后流动空间变大，流动速度下降，支撑剂缓慢沉降，支撑继续扩展的主裂缝及分支裂缝。
78.本阶段仍采用段塞式加砂，具体泵注方式如图2中的步骤三所示：
79.段塞砂比为4％-10％，阶梯增加，单段液量为50-60m3，段塞间隔泵注滑溜水30-50m3，段塞总数量为5-8个，本阶段总液量为400-800m3，总砂量为60-80t，视改造井需求而定。
80.步骤五：泵注滑溜水及70-140目石英砂，主要目的是继续扩展延伸步骤三中形成的分支裂缝，同时在更大范围内开启天然裂缝及微裂缝，采用70-140目石英砂支撑新开启裂缝(包括天然裂缝及人工微裂缝)，最终形成高效支撑复杂的裂缝网络系统，且该裂缝网络系统中不同尺度裂缝具备的导流能力与生产实际需求相匹配。
81.本阶段泵注的含70-140目石英砂的滑溜水混砂液，通过步骤二、步骤三及步骤四中形成的砂堤上部(图3中40-70目石英砂铺置区上部)，由于空间小，流动速度快，70-140目石英砂不易沉降，突破上述砂堤后流动空间变大，流速变缓，开始沉降，形成70-140目石英砂砂堤，支撑新构建的人工缝或开启的天然裂缝。
82.本阶段的具体泵注程序如图2所示，仍采用段塞加砂模式，砂比为5％-10％，单段
液量为50m3左右，段塞数量为6-10个，段塞间隔泵注滑溜水30m3左右，本阶段总液量为400-1200m3，总砂量为70-90t，视改造井需求而定。
83.本发明中，滑溜水携砂运移与沉降特征打破传统冻胶压裂输砂理念，唯有本发明提出的“逆序多级加砂”工艺才能满足页岩储层滑溜水加砂压裂改造的实际需求，进而实现不同粒径支撑剂在不同尺度裂缝及不同功能的裂缝系统中发挥最大作用。本发明所提供的页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺已在页岩气井改造中得到应用，具体而言，采用本发明所提供的逆序多级加砂工艺对长宁页岩气区块ys1199井进行压裂改造，其中，该水平井分段改造21段,，总液量为4.6万方，总砂量为2700吨，改造后测试产量达到28.3万方/天，改造增产效果显著，由此证明本发明所提供的工艺可显著提升页岩气储层改造技术水平。
84.以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。